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Evaluación Rápida y Análisis de Brechas
Ecuador
Publicado: 2013
1
2
Este documento fue preparado bajo la dirección de: El Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER)
Con el apoyo financiero de: Banco Interamericano de Desarrollo (BID)
Con el apoyo técnico de: El Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD)
El autor de este documento es: Roberto Gomelsky
Las ideas expresadas en este documento son responsabilidad del autor y no comprometen a las organizaciones arriba mencionadas. Se autoriza la utilización de la información contenida en este documento con la condición de que se cite la fuente.
Copyright © MEER, BID y PNUD 2013. Todos los derechos reservados. Diseño
y diagramación:
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EVALUACIÓN RÁPIDA Y ANÁLISIS DE BRECHAS EN EL SECTOR ENERGÉTICO (RG-T1881) ECUADOR
5
CONTENIDO
RESUMEN EJECUTIVO 8
1. ECONOMÍA, SOCIEDAD Y ENERGÍA 9
2. LA SITUACIÓN DEL PAÍS EN RELACIÓN CON
LOS OBJETIVOS SE4ALL 10
a. Acceso a la energía 12
i. Acceso a energía térmica moderna para cocinar 12
ii. Acceso a la energía eléctrica 13
b. Eficiencia energética 14
c. Energía renovable 16
i. Situación general 16
ii. Energía renovable on-grid y off-grid 18
iii. Uso de fuentes renovables de energía para aplicaciones térmicas 19
iv. Uso de energía renovable para actividades productivas 20
3. LÍNEAS DE ACCIÓN, INDICADORES Y METAS 21
a. Acceso a la energía 21
i. Acceso a la energía eléctrica para uso doméstico y productivo 21
ii. Acceso a energía térmica moderna para cocinar 22
b. Eficiencia energética y energía renovable para usos productivos 24
c. Energía renovable: generación eléctrica on-grid y off-grid 25
4. MARCO NACIONAL PARA EL MONITOREO
DE UN PROGRAMA SE4ALL 26
5. SÍNTESIS: BRECHAS IMPORTANTES, BARRERAS
Y REQUERIMIENTOS ADICIONALES 26
6
SECCIÓN I: INTRODUCCIÓN 27
1.1 VISIÓN DEL PAÍS 28 6. DATOS MACROECONÓMICOS BÁSICOS E INDICADORES SOCIALES 28
a. Indicadores macroeconómicos 28
b. Indicadores sociales 33
i. Empleo, desempleo, subempleo y pobreza 31
ii. Índice de Desarrollo Humano (IDH) 36
iii. Distribución del ingreso 38
1.2 SITUACIÓN ENERGÉTICA 40 7. RECURSOS ENERGÉTICOS Y OFERTA DE ENERGÍA 44
a. Recursos renovables 44
i. Potencial hidroeléctrico 44
ii. Energía eólica 48
iii. Energía solar 49
iv. Geotermia 49
v. Biomasa 50
41 vi. Biocombustibles 51
b. Recursos no renovables 51
42 i. Petróleo 51
ii. Gas natural 55
c. Oferta de energía 56.
Sector eléctrico 56
a. Potencia instalada y generación 56
b. Interconexiones internacionales, importación y exportación 60
i. Petróleo y gas natural 64
a. Producción de petróleo 64
b. Producción de gas natural 65
c. Refinación de petróleo 67
d. Exportaciones e importaciones
69
8. DEMANDA DE ENERGÍA 70
a. Demanda de energía final 70
b. Demanda sectorial 73
i. Sector transporte 73
ii. Sector residencial 74
iii. Sector industrial 75
iv. Demanda sectorial de las principales fuentes de energía 76
9. ENERGÍA Y DESARROLLO ECONÓMICO
76 a. Participación del sector energía en el PIB
76 b. Incidencia del
petróleo en la balanza de pagos 80
c. Incidencia del petróleo en las finanzas públicas 83
10. ESTRATEGIA ENERGÉTICA 83
7
SECCIÓN 2: SITUACIÓN ACTUAL EN RELACIÓN A LOS OBJETIVOS SE4ALL 90
2.1 ACCESO A LA ENERGÍA EN RELACIÓN A LOS OBJETIVOS DE SE4ALL 91 11. PANORAMA GENERAL 91
12. ENERGÍA MODERNA PARA APLICACIONES TÉRMICAS
(COCCIÓN, CALENTAMIENTO DE AGUA) 92
13. ACCESO A LA ENERGÍA ELÉCTRICA
95 a. Acceso físico: cobertura del servicio eléctrico
95 b. Participación de las energías renovables en la matriz de
generación eléctrica 99 c. Calidad de servicio
100 d. Precios y subsidios
101
14. ENERGÍA MODERNA PARA USOS PRODUCTIVOS 104
2.2 EFICIENCIA ENERGÉTICA EN RELACIÓN
A LOS OBJETIVOS DE SE4ALL 105 15. PANORAMA GENERAL 105
16. INTENSIDAD ENERGÉTICA: ALGUNOS INDICADORES
106
a. Indicadores globales 106
b. Indicadores sectoriales 108
2.3 ENERGÍA RENOVABLE EN RELACIÓN
A LOS OBJETIVOS DE SE4ALL 88 17. PANORAMA GENERAL 112
18. ENERGÍA RENOVABLE ON-GRID Y OFF-GRID 112
a. Regulación 002/2011 “Excepcionalidad para la
participación privada en la generación eléctrica” 116
b. Regulación 003/2011 “Determinación de la metodología
para el cálculo del plazo y de los precios referenciales de
los proyectos de generación y autogeneración” 117
c. Regulación CONELEC 004-11 “Tratamiento para la energía
producida con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales” 119
d. Mecanismos de pago para proyectos ERNC 123
e. Respuesta de la iniciativa privada 123
19. USO DE FUENTES RENOVABLES DE ENERGÍA
PARA APLICACIONES TÉRMICAS (COCCIÓN/CALOR) 124
20. USO DE ENERGÍA RENOVABLE PARA
ACTIVIDADES PRODUCTIVAS 125
21. SÍNTESIS 126
2.4 METAS SE4ALL 126
22. METAS 126
8
SECCIÓN 3: DESAFÍOS Y OPORTUNIDADES PARA ALCANZAR LOS OBJETIVOS SE4ALL 129
3.1 POLITICAS Y MARCO INSTITUCIONAL 130 23. ENERGÍA Y DESARROLLO 131
24. ENERGÍA TÉRMICA PARA EL SECTOR RESIDENCIAL 131
25. SECTOR ELÉCTRICO 132
26. MARCO NACIONAL PARA EL MONITOREO
DE UN PROGRAMA SE4ALL 131
3.2 PROGRAMAS Y FINANCIAMIENTO 132 27. ENERGÍA TÉRMICA: PROGRAMAS Y FINANCIAMIENTO PARA MEJORAR
EL ACCESO A LA ENERGÍA, EFICIENCIA ENERGÉTICA Y USO DE ENERGÍAS
RENOVABLES PARA COCCIÓN Y OTROS USOS RESIDENCIALES 132
28. SECTOR ELÉCTRICO: PROGRAMAS Y FINANCIAMIENTO PARA
MEJORAR EL ACCESO, LA EFICIENCIA ENERGÉTICA Y EL USO DE ENERGÍAS
RENOVABLES PARA EL SUMINISTRO ELÉCTRICO 136
29. ENERGÍA MODERNA PARA USO PRODUCTIVO: PROGRAMAS Y FINANCIAMIENTO PARA
MEJORAR EL ACCESO, LA EFICIENCIA ENERGÉTICA Y EL USO DE FUENTES
DE ENERGÍA RENOVABLE EN LOS SECTORES PRODUCTIVOS 139
a. Programas de eficiencia energética
139
b. Plan Nacional de Cocción Eficiente
142
3.3 PARTICIPACIÓN PRIVADA Y MARCO
REGULATORIO PARA PROMOVER LAS INVERSIONES 144 30. ENERGÍA TÉRMICA PARA EL SECTOR RESIDENCIAL: 145
31. SECTOR ELÉCTRICO 145
32. ENERGÍA MODERNA PARA LOS SECTORES PRODUCTIVOS 146
3.4 BRECHAS Y OBSTÁCULOS 146
33. ENERGÍA TÉRMICA PARA EL SECTOR RESIDENCIAL 146
34. SECTOR ELÉCTRICO 146
35. ENERGÍA MODERNA PARA LOS SECTORES PRODUCTIVOS 148
36. RESUMEN: BRECHAS IMPORTANTES, BARRERAS
Y REQUERIMIENTOS ADICIONALES
9
RESUMEN EJECUTIVO
10
E
1. ECONOMÍA, SOCIEDAD Y ENERGÍA
l Ecuador es un país exportador de petróleo, el cual tiene una alta incidencia
en la economía nacional y también domina la matriz energética. El
petróleo es el mayor rubro de exportación del país. La balanza comercial
petrolera es altamente positiva y compensa el déficit de la balanza
comercial no petrolera. El sector petrolero representa alrededor de un
12-15% de la generación de valor agregado, mientras que en los últimos
años las exportaciones representaron como promedio entre un 50% y 60%
de las exportaciones totales de bienes. Los ingresos que se obtienen poseen
un peso determinante en las finanzas públicas, pues en los últimos años
de altos precios internacionales las entradas han constituido entre un 30% y
40% de los ingresos del sector público no financiero y entre un 15% a 20%
en relación al PIB. Además, los derivados del petróleo abastecen
actualmente alrededor del 77% del consumo total de energía del país.
Frente a esta situación de alta dependencia del petróleo en la economía y en la
matriz energética, los recursos petroleros están ya en fase de declinación. Aún si
se amplía la producción en base a la adición de reservas nuevas, el horizonte para
cruzar la línea de exportador neto de energía a importador neto podría llevar unos
25-30 años, que es un tiempo razonable y nada excesivo para realizar
transformaciones económicas estructurales.
Por otro lado, aunque en los últimos años se produjeron mejoras sustanciales en el
empleo y el abatimiento de la pobreza, el subempleo todavía está en un nivel del
44%; mientras que la incidencia de la pobreza está cerca del 30%, con mayor
impacto en las áreas rurales.
El Índice de Desarrollo Humano (IDH), también muestra mejoras importantes, así
11
como la equidad en la distribución del ingreso. Ambos factores irán mejorando en el
futuro, como parte de un proceso de transformación económica con equidad y
sustentabilidad ambiental. El país se encuentra en un punto de inflexión y se
encamina hacia un cambio en su matriz productiva, con equidad social y basada en
una matriz energética sustentable.
Los tres grandes objetivos SE4ALL (acceso a la energía, eficiencia energética y
energía renovable) tienden a un cambio hacia una matriz energética sustentable, en
lo ambiental, social y económico, al mismo tiempo que se apoya el mejoramiento
de las condiciones de vida de la población más pobre, lo que coincide con los
grandes objetivos planteados en el Ecuador. Alcanzar estos objetivos tendrá un gran
impacto en la transformación social y económica del país.
A continuación se esbozarán a grandes rasgos los diferentes factores con respecto a
la situación energética de Ecuador, los cuales se detallarán a lo largo del presente
análisis.
2. LA SITUACIÓN DEL PAÍS EN RELACIÓN CON LOS OBJETIVOS SE4ALL En general podría decirse que el país se encuentra en una posición avanzada con
respecto a los tres objetivos SE4ALL. Con respecto al acceso a la energía, tanto en
relación a la energía para usos térmicos como a la energía eléctrica existen altos
índices de penetración de energías modernas para usos térmicos y alta cobertura
del servicio eléctrico. Así mismo, existe un amplio desarrollo de energías renovables
para generación de electricidad en base a proyectos hidroeléctricos existentes y
otros en construcción, así como espacios abiertos en las regulaciones vigentes para
generación privada con energías renovables no convencionales y plantas
hidroeléctricas. También hay programas y proyectos para avanzar hacia la eficiencia
energética y al uso de recursos renovables, en lo que respecta a la demanda en los
sectores productivos y con el fin de impulsar el avance en estos temas, en los que
actualmente hay menor desarrollo.
Dados los índices actuales, lo que resta para alcanzar los objetivos de acceso
universal a energía eléctrica en cantidad y calidad y a energía térmica para cocinar
de manera eficiente, es un esfuerzo mayor para ampliar la cobertura en el tramo
más difícil de implementar, así como impulsar más intensamente la eficiencia
12
energética en los sectores productivos.
Con respecto a la fuente de energía utilizada para cocinar, los datos del Censo de Población y Vivienda del año 2010 indican que aún existe una cantidad significativa de hogares que utilizan leña o carbón como su principal combustible para cocción, sobre todo en áreas rurales. Este dato resulta importante en cuanto a cifras, aún cuando su peso relativo sobre el total sea bajo. La existencia de un número considerable de hogares que aún utilizan leña de manera ineficiente es relevante en función de los objetivos de SE4ALL, que apuntan al acceso universal a energías modernas, independientemente de que las cantidades consumidas puedan tener poca incidencia con respecto a los totales nacionales.
En relación con el acceso a la energía eléctrica, la cobertura actual es elevada;
aunque todavía hay un camino por recorrer para alcanzar la meta de
universalidad en el suministro. Si bien, los niveles de cobertura aumentaron
significativamente tanto en áreas urbanas como rurales, pero es necesario llegar
a toda la población, lo cual constituye un gran esfuerzo adicional, ya que se
está más cerca de la meta y la porción restante es la más difícil de acceder.
a. Acceso a la energía i. Acceso a energía térmica moderna para cocinar
La leña o carbón son utilizados habitualmente por cerca de 260.000 hogares,
18.000 urbanos y 242.000 rurales. La distribución por provincias muestra una
mayor concentración de los hogares que usan leña en algunas provincias de la
costa, mientras que en las provincias amazónicas el uso es menor. En cuanto al GLP,
este resulta la fuente de energía predominante para cocinar, pues se emplea en el
96.7% de los hogares urbanos y en el 80.7 % de los hogares rurales, lo que resulta en
un 91% para la población total.
El sector residencial consume el 92% del GLP comercializado en el país, y está
fuertemente subsidiado. El subsidio al gas introduce un riesgo de sostenibilidad no
solamente para la potencial sustitución de la leña, sino también para el suministro
actual a la mayoría de la población del país. Por esta razón, está en proceso de
aprobación un plan de sustitución masiva de cocinas de GLP por cocinas eléctricas, que
el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, MEER, llevará a cabo.
13
ii. Acceso a la energía eléctrica
La cobertura del servicio eléctrico es del 96.2% en las viviendas urbanas (96.1% red
y 0.1% panel solar) y del 88.2% en viviendas rurales (88.0% red y 0.2% panel). Esto
da como resultado un 93.4% (93.2% red de distribución y 0.2% panel solar) para el
total de viviendas del país. Las viviendas sin ningún tipo de servicio eléctrico
representan el 2.2% del total en el área urbana, el 10.5% de las viviendas rurales y
el 5.2% resultante para el total del país. Esto significa, en términos absolutos,
que cerca de
196.000 viviendas no tienen electricidad en el país, donde 54.000 están en zonas
urbanas y 142.000 en zonas rurales.
En relación a la sostenibilidad ambiental, la generación de energía eléctrica es
ambientalmente sostenible. Actualmente, la generación hidroeléctrica es cerca de
la mitad del total y ascenderá a un 90% cuando entren en servicio los grandes
proyectos que actualmente están en construcción.
Con respecto a los rasgos cualitativos del servicio, es importante alcanzar la
universalidad de acceso no solo en el aspecto tangible, sino en cuanto al
mantenimiento de la calidad. La mayoría de las empresas distribuidoras de energía
eléctrica no cumplen con los requisitos mínimos de calidad de servicio-producto
establecidos en las normas vigentes: solamente tres empresas de un total de 20 lo
hacen. Según el Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, en la actualidad
existen problemas en la calidad del suministro de energía eléctrica debido a las
limitaciones en la asignación de recursos económicos para la ejecución de
proyectos de expansión y mejora de las redes de distribución. Este es un tema que
afecta no solo a los usuarios nuevos que se van a conectar a la red, sino a todos los
consumidores y sus actividades. Este problema ya se está encarando y se espera
tener resultados tangibles a corto plazo.
En relación a la sostenibilidad económica vinculada a los objetivos SE4ALL, los
subsidios constituyen una barrera importante para promover la eficiencia
energética y el uso de energías renovables en los sectores productivos, de servicios
y en el consumo residencial. El déficit tarifario del sector eléctrico se compensará con
la introducción de generación hidroeléctrica de bajo costo. Los precios medios de la
14
energía eléctrica actualmente no alcanzan para cubrir los costos actuales del suministro
y existe un déficit tarifario que es cubierto por el gobierno nacional. Cuando los
proyectos hidroeléctricos en construcción entren en operación, el costo medio de
generación caerá sustancialmente y habrá un superávit tarifario temporal; mientras que
los ingresos y costos se irán equilibrando hacia el 2020-2021. Cabe señalar que existe
una tarifa especial (Tarifa de la Dignidad) para consumos inferiores a 110 KWh/mes en la
sierra y a 130 en el resto del país.
b. Eficiencia energética
i . Insuficiente información sobre consumos de energía
El escaso conocimiento de los consumos por usos finales en todos los sectores
dificulta conocer la situación real de la eficiencia energética en el país. El MEER
tiene entre sus proyectos realizar los estudios de campo necesarios para cubrir
estos vacíos de información, aunque no incluye el sector transporte. De este modo
se podrán establecer programas y proyectos específicos por el lado de la demanda.
ii. Indicadores globales.
Aunque los indicadores generales no permiten establecer conclusiones definitivas sobre la eficiencia energética, sí muestran ciertos indicios de comportamiento en el país. Puede verse un comportamiento creciente; mientras que la tendencia decreciente de la intensidad energética del PIB parece indicar una mejora importante en la eficiencia global del sistema socioeconómico. Sin embargo, en Ecuador, a medida que la “Formación Bruta de Capital Fijo” FBCF crece, también lo hace el consumo de energía, en forma más que proporcional. Esto quiere decir que existen indicios importantes de ineficiencia en el sistema productivo.
iii. Sectores
Transporte. El consumo energético crece más que proporcionalmente al PIB. En este
caso, su intensidad energética es francamente creciente, lo que en buena medida
confirma cómo el transporte es altamente ineficiente y contaminante.
Industria. La intensidad energética muestra primero un comportamiento
decreciente y luego uno creciente. El consumo total de la industria es nítidamente
15
creciente. No hay ninguna señal de desconexión entre consumo energético y
generación de valor agregado.
Sector residencial. El análisis del comportamiento del consumo residencial por
habitante muestra indicios de ineficiencia en función de un agregado económico, que
es el gasto de las familias, también por habitante. El consumo residencial crece
claramente a medida que e l g a s t o f a m i l i a r aumenta y solo hasta los últimos
cinco años se ha observado una estabilización. El comportamiento medio de América
Latina, por ejemplo, muestra un desenganche entre los niveles de gasto y de
consumo de energía, es decir, mientras que los ingresos de la población crecen, el
consumo de energía se mantiene. Esta tendencia ha permanecido en las últimas dos
décadas.
16
c. Energía renovable
i. Situación general
La situación actual de las energías renovables en el Ecuador se resume como
sigue:
TIPO DE ENERGÍA RENOVABLE
APLICACIÓN
GRADO DE DESARROLLO
Convencional
Hidroeléctrica Generación eléctrica
On-grid
Generación 90% hidroeléctrica a partir
del 2016
Biocombustibles
Consumo final
Transporte
Incipiente, etanol en Guayaquil, biodiésel en proceso
Leña
Consumo final
Uso doméstico cocción fogón abierto
Utilizada aún por 260.000 hogares (sustitución)
No convencional
Geotérmica
Generación eléctrica
On-grid
Prospección de recurso detenida por 20 años, se retomó recientemente
Hidro menor a 50 MW
Generación eléctrica
On-grid
Existen algunas plantas hidroeléctricas conectadas a la red que venden excedentes (Ej. Sibimbe) y otras en construcción. Está la regulación de precios, hay que impulsar el desarrollo de proyectos
Eólica
Generación eléctrica
On-grid
2.4 MW instalados y tres plantas incluidas en el plan
Off-grid Nada
Paneles
fotovoltaicos
Generación eléctrica
On-grid (generación distribuida)
Galápagos
Off-grid (uso doméstico y productivo rural
Importante en energización rural
dispersa
Solar
termoeléctrica
Generación eléctrica on-grid
On-grid
Nada
Biomasa
Biogas
Generación eléctrica on-grid y off-grid
Nada
Calor para usos finales
Nada
Calor para usos finales
Se conocen algunos casos (Ej. Contrachapados ENDESA), falta información de otros posibles
17
Residuos agrícolas y forestales
Cogeneración on -grid y off-grid
Existen algunos casos (Ej. Ecoelectric, San Carlos, otros), falta información de otros posibles
Leña "No convencional"
Uso doméstico cocción cocinas eficientes
Nada
En la sección 2 de este documento se detallará más sobre la situación y los objetivos para el uso de energías renovables en ecuador.
ii. Energía renovable on-grid y off-grid
La generación privada está normativizada por las Regulaciones del CONELEC 002, 003 y 004 del año 2011.
A grandes rasgos, la Regulación 002/2011 se refiere a la excepcionalidad para la
participación privada en el sector eléctrico, de acuerdo a la reforma a la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico, introducida en el Código Orgánico de la Producción.
La Regulación 003/2011 permite una negociación directa de contratos con una o
varias distribuidoras. Finalmente, la Regulación 004/2011 es la que norma de
manera específica la generación privada mediante ERNC y centrales hidroeléctricas
de hasta 50 MW.
18
La respuesta a la apertura de la generación eléctrica al sector privado tuvo una
respuesta positiva. El cupo disponible del 6% de la potencia instalada (284.5 MW)
se adjudicó en su totalidad. 200 MW de Energías Renovables No Convencionales,
ERNC, obtuvieron un título ya suscrito y los restantes 84.5 MW estaban por
suscribirse, y ya habían sido autorizados por el Directorio del CONELEC.
iii. Uso de fuentes renovables de energía para aplicaciones térmicas
(cocción/calor)
En virtud del peso económico que tiene el subsidio al GLP, la disponibilidad de energía eléctrica de bajo costo está proyectando la sustitución de cocinas de gas por cocinas eléctricas. Por otro lado, la Empresa Eléctrica Quito ya analizó el tema para su área de concesión1.
Así mismo, el MEER formuló un plan de sustitución de cocinas de gas por cocinas
eléctricas eficientes de inducción que se encuentra en proceso de aprobación. Este
plan permitirá, dentro del marco de la política energética nacional, una fuerte
sustitución parcial del GLP por energía eléctrica2. Este hecho también tendrá un
impacto importante en las finanzas públicas, debido a la reducción del subsidio al
GLP y a un cambio drástico en la matriz de consumo del sector residencial y de las
emisiones de GEI del sector.
1 Determinación de los usos finales de la energía en el sector residencial. ENERINTER Asesoría Energética
Internacional, realizada para la Empresa Eléctrica Quito. Marzo 2012. 2 MEER. Plan Nacional de Cocción Eficiente, Resumen Ejecutivo, 2013
19
El tema de la introducción de cocinas de leña eficientes y la sustitución de la leña
por GLP o electricidad no es objeto de ningún programa específico a nivel de las
entidades responsables.
iv. Uso de energía renovable para actividades productivas
En los sectores productivos, el aumento del consumo de electricidad en usos
térmicos que sustituye a los combustibles fósiles en las aplicaciones posibles conduce
indirectamente a un mayor uso de energías renovables convencionales, ya que la
mayor parte de la generación eléctrica es hidroeléctrica. En este caso, también
podrían promoverse los paneles fotovoltaicos en clientes industriales conectados a
la red. Igualmente, hay pequeñas centrales hidroeléctricas o eólicas para auto
consumo que podrían aprovecharse en los sectores productivos.
Este tema está directamente vinculado con el de la eficiencia energética, en donde
están en proceso investigaciones sobre los perfiles de consumo para las diferentes
actividades productivas, que posteriormente buscan establecer sectores y
actividades económicas prioritarias para diseñar proyectos específicos.
En el caso de los sectores productivos, los objetivos de eficiencia energética y
energía renovable deberían manejarse de manera conjunta. En el caso de los usos
productivos de energía vinculados al sector doméstico rural o urbano marginal,
estos forman parte de los programas para aumento de la cobertura del servicio
eléctrico.
20
3. LÍNEAS DE ACCIÓN, INDICADORES Y METAS
De manera preliminar, en esta etapa del análisis, pueden resumirse algunas líneas de acción del siguiente modo:
a. Acceso a la energía
i. Acceso a la energía eléctrica para usos doméstico y productivo
La ampliación de la cobertura eléctrica ya está en marcha a través del “Fondo de
Energización Rural y Urbano Marginal” (FERUM). El CONELEC está a cargo de coordinar el
fondo y los proyectos los implementan las empresas distribuidoras. Así mismo, existen
acuerdos interinstitucionales y de coordinación con otras agencias del gobierno, así
como con entidades regionales y locales. El FERUM atiende a los sectores rurales y
“urbano-marginales”. Éste posee las características de un programa social con
fundamento técnico, de alta prioridad, elemental para la incorporación de nuevos
servicios básicos, y cuyo objetivo es mejorar la calidad de vida de estos sectores de la
población.
Es importante destacar que el FERUM originalmente se creó con un fondeo
proveniente de un aporte de los consumidores, el cual era del 10% sobre las tarifas
comerciales e industriales. Posteriormente, el Mandato Constituyente 15 eliminó
este fondeo y lo convirtió en el FERUM, que es un mecanismo específico para
financiar proyectos de electrificación rural y urbano-marginal con aportes del
Tesoro Nacional. De este modo, el fondo entra en el proceso de selección de la
priorización de proyectos a nivel nacional; de ahí que la pre-selección realizada en
CONELEC debe aprobarse primero por el MEER y finalmente por la Secretaría
Nacional de Planificación y Desarrollo, SENPLADES.
21
Aunque el fondo tiene varias metas a diferentes plazos, la mayor es alcanzar la
cobertura eléctrica total para el 2021. Dicha meta está anticipada con respecto a la meta de SE4ALL, que es al 2030. El indicador para el seguimiento del cumplimiento de este objetivo es el “Índice de Cobertura”, publicado regularmente por el CONELEC a nivel nacional, provincial y también por empresas distribuidoras.
Sin embargo, el plan que se está ejecutando actualmente se refiere al acceso a la
electricidad de las viviendas mediante extensión de redes. Todavía no hay un plan
específico para alcanzar a los potenciales consumidores o localidades aisladas,
tampoco existe una estimación precisa del número de viviendas que están en
dichas condiciones; aunque se calcula que es una proporción pequeña y la de más
difícil implementación de programas de energización rural. Esta es una brecha que
podría cubrirse con el apoyo de la iniciativa SE4ALL, especialmente si se tiene en
cuenta que el BID ya está considerando este tema.
ii. Acceso a energía térmica moderna para cocinar
Actualmente no existen programas de este tipo. Se propone que este objetivo
también se atienda (al menos parcialmente) en el marco del FERUM, lo cual se
describirá en el siguiente capítulo.
3 CONELEC. Plan Maestro de Electrificación 2012-2021.
22
La distribución de las viviendas sin electricidad y de los hogares que utilizan
leña/carbón como fuente principal de energía para cocinar es desigual. Si se cruzan
los datos por provincias del censo 2010, se observa que en algunas provincias hay
más casos de cocción con leña en las viviendas y no de falta de servicio eléctrico;
mientras que en otras sucede lo contrario, el total de casos de uso de leña es mayor
al del acceso a la electricidad, de modo que hay hogares que usan leña aún cuando
ya tienen electricidad (122.167 en todo el país) y otras que no la tienen (137.564 en
todo el país). En términos generales se propone que se amplíe la cobertura de
servicio eléctrico. Sin embargo, cada zona tiene sus especificaciones, las cuales se
han previsto y se incluyen en la propuesta que se detallará en los capítulos
subsecuentes.
23
Cabe mencionar que si es que se sigue la propuesta mencionada, las metas tendrán
que establecerse en el momento de definir una operatoria específica, estimar
requerimientos de equipo, su origen, costos y otros detalles. También sería
conveniente realizar pruebas piloto para confirmar la aceptación de las personas de
estas tecnologías y medir el desempeño real de los equipos.
b. Eficiencia energética y energía renovable para usos productivos
Aún resulta prematuro proponer metas y acciones específicas. En el caso de la
eficiencia energética y el uso de energía renovable en sectores productivos, el
primer paso es conocer el perfil de consumo de las distintas ramas de actividad
económica. Se tendría que realizar un trabajo de campo a nivel nacional, en
contacto con los sectores productivos, para identificar con precisión las áreas
prioritarias, establecer metas y cuantificar inversiones.
Es importante destacar que parte de cualquier programa de eficiencia
energética es también la utilización de energías renovables por los propios
consumidores, ya sea mediante autogeneración eléctrica con pequeñas
plantas hidroeléctricas o eólicas de autoconsumo; también lo es la venta de
excedentes a la red, o los aprovechamientos de residuos que se originan en
el proceso de producción, los cuales, además de hacer más eficientes los
mismos y reducir los costos operativos, mejoran el desempeño ambiental y
evitan sobrecostos originados por multas. En el país ya hay varias empresas
que hacen esto, sin embargo, no se conoce la totalidad de los casos. Aunque en
general se estima que existe un potencial importante en varios sectores de la
producción.
El MEER está diseñando y ejecutando algunos proyectos específicos relevantes,
como la sustitución de refrigeradores ineficientes; la dotación de
24
sistemas de energía solar térmica para agua caliente sanitaria, proyecto de acción inmediata para el uso eficiente de la energía en el sector público, alumbrado público a nivel nacional; sustitución de lámparas de alumbrado público por lámparas más eficientes en la provincia de Galápagos, eficiencia energética para la industria en el Ecuador y la campaña masiva de comunicación para incentivar el ahorro de energía.
La acción más relevante que el MEER va a realizar es el estudio de usos finales
de energía, el que en sí mismo constituye una primera meta a alcanzar antes
de diciembre del 2014, y que por cierto, también califica dentro del objetivo
de eficiencia energética de la iniciativa SE4ALL. A partir de allí se establecerán
metas más precisas para alcanzar objetivos de eficiencia en los distintos
sectores productivos y de servicios, así como para el consumo residencial.
c. Energía renovable: generación eléctrica on-grid y off-grid
Este tipo de generación ya está en marcha, se ha demostrado que existen
inversionistas interesados. Lo que resultaría muy importante, es estructurar el
financiamiento para estos proyectos con los desarrolladores de los mismos.
Un aspecto relevante es que el límite del 6% de la potencia instalada es una meta
dinámica, que permite una ampliación de la capacidad instalada de generación
con ERNC, a medida que el sistema eléctrico crece. El indicador de verificación en
este caso es el cumplimiento de los cronogramas acordados en los contratos de
compra-venta de energía.
25
4. MARCO NACIONAL PARA EL MONITOREO DE UN PROGRAMA SE4ALL
El punto focal para el establecimiento y monitoreo de un programa SE4ALL a nivel
nacional deberá ser el MEER, ya que la entidad es responsable tanto de revisar
antes de su aprobación final los proyectos de energización rural y urbano-marginal
presentados por las empresas distribuidoras, como del desarrollo de las energías
renovables y la eficiencia energética en el país, a través de su Subsecretaría de
Energía Renovable y Eficiencia energética SEREE.
Si se le concede al MEER este lugar, podrá coordinar acciones con el CONELEC, así
como con otras entidades del sector energético y organismos vinculados con la
producción, tanto dentro del Estado como en el sector privado. De igual modo, es
necesario incorporar este último al proceso, ya que se encuentra más en contacto con
los consumidores, quienes son los que deben concretar las acciones e inversiones
para mejorar la eficiencia energética y utilizar energías renovables para usos finales.
5. SÍNTESIS: BRECHAS IMPORTANTES, BARRERAS Y REQUERIMIENTOS ADICIONALES
Partiendo de los avances que presenta el país en relación a los objetivos SE4ALL,
las áreas que requieren mayor atención y pueden demandar apoyo adicional de
cooperación técnica o financiamiento son: la energía térmica para cocción, la
eficiencia y el uso de energías renovables en los sectores productivos, y el acceso a la
electricidad de localidades o viviendas aisladas. Adicionalmente, se visualiza un
ámbito de acción para el financiamiento de proyectos privados de generación con
energías renovables no convencionales y centrales hidroeléctricas menores a 50
MW, en base a los nichos abiertos por las regulaciones vigentes.
Sin embargo, cabe mencionar que tanto los subsidios como las dificultades en la
coordinación de esfuerzos entre las diversas instituciones estatales y privadas,
generan obstáculos de tipo institucional para llegar a los usuarios finales de energía.
26
SECCIÓN 1: INTRODUCCIÓN
27
E
1.1 VISIÓN DEL PAÍS
6. DATOS MACROECONÓMICOS BÁSICOS E INDICADORES SOCIALES
a. Indicadores macroeconómicos
l Ecuador tiene una población de 14 millones de habitantes de acuerdo al
último censo de población y vivienda. El ingreso calculado por medio del
Producto Interno Bruto (PIB) per-cápita es de 1.760 dólares del 2000, algo
más de 4.000 dólares per-cápita en moneda corriente. Este dato muestra un
crecimiento con fluctuaciones importantes, aunque sostenido a lo largo de la
última década (Cuadro 1).
Cuadro 1 Indicadores per-
cápita
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
(sd)
2006
(p)
2007
(p)
2008
(p)
2009
(p)
2010
(p)
Población (miles de habitantes) 12,121 1
12,299 9
12,480 0
12,661 1
12,843 3
13,027 7
13,215 13,408 13,605 13,805 14,005 14,205
DÓLAR
ES
Producto Interno Bruto 1,394 1,324 1,704 1,952 2,212 2,506 2,795 3,110 3,345 3,927 3,715 4,082
Consumo final de hogares 914 842 1,192 1,363 1,544 1,683 1,854 1,999 2,129 2,397 2,481 2,765
Formación bruta de capital fijo 233 265 364 458 476 541 619 694 745 943 900 1,027
Exportaciones 444 480 453 482 568 687 864 1,053 1,173 1,487 1,097 1,345
Importaciones 348 407 540 629 622 733 895 1,025 1,152 1,484 1,188 1,576
DÓLARES DEL
2000
Producto Interno Bruto 1,290 1,324 1,367 1,393 1,419 1,522 1,587 1,638 1,647 1,741 1,722 1,759
Consumo final de hogares 819 842 886 930 964 994 1,050 1,091 1,115 1,175 1,150 1,221
28
Formación bruta de capital fijo 240 265 323 379 373 386 421 431 435 498 470 511
29
Exportaciones 490 480 469 459 498 565 605 649 654 666 618 623
Importaciones 359 407 509 593 557 611 687 739 786 851 742 851
TASA DE VARIACIÓN A
PRECIOS DE 2000
Producto Interno Bruto -6.69 2.65 3.23 1.95 1.81 7.28 4.24 3.24 0.56 5.69 -1.07 2.12
Consumo final de hogares -8.38 2.77 5.21 5.00 3.59 3.09 5.72 3.89 2.16 5.37 -2.12 6.16
Formación bruta de capital fijo -28.70 10.44 21.69 17.22 -1.58 3.44 9.29 2.30 0.99 14.42 -5.63 8.69
Exportaciones 5.44 -2.07 -2.24 -2.21 8.53 13.45 7.07 7.28 0.86 1.79 -7.24 0.84
Importaciones -30.72 13.49 24.96 16.57 -6.16 9.82 12.44 7.55 6.36 8.29 -12.83 14.65
Fuente: Banco Central del Ecuador (sd) Cifras semi-definitivas (p) Cifras provisionales.
El crecimiento sostenido del PIB, y especialmente el de las importaciones (10.8%
anual durante el período 1999-2010) por el lado de la oferta global de bienes y
servicios, sustentan el crecimiento del consumo de las familias (5.7% anual
acumulativo para el período 1999-2010) por encima de la tasa de crecimiento del
Producto (4.8%). Del mismo modo, muestran un crecimiento cercano al 10% en la
formación bruta de capital, mientras que las exportaciones señalan un crecimiento
de una tasa media del 4.1%, inferior a la del PIB (Cuadro 2)
Cuadro 2 Oferta y utilización de bienes y servicios (millones de
dólares del 2000)
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
(sd)
2006
(sd)
2007
(p)
2008
(p*)
2009
(p*)
2010
(p*)
Producto Interno bruto (PIB) 15,633 16,283 17,057 17,642 18,219 19,827 20,966 21,962 22,410 24,032 24,119 24,983
Importaciones de bienes y
servicios
4,349 5,008 6,350 7,509 7,148 7,963 9,082 9,910 10,695 11,752 10,392 12,085
Total oferta final 19,982 21,291 23,407 25,151 25,367 27,790 30,048 31,872 33,105 35,785 34,512 37,068
Gasto de consumo final total 11,425 11,921 12,612 13,400 14,022 14,647 15,643 16,458 17,105 18,378 18,351 19,618
Gobierno general 1,493 1,564 1,554 1,621 1,644 1,703 1,762 1,827 1,938 2,162 2,249 2,280
Hogares residents 9,932 10,357 11,058 11,779 12,378 12,944 13,881 14,631 15,167 16,216 16,102 17,337
Formación bruta de capital fijo 2,913 3,265 4,031 4,794 4,786 5,022 5,568 5,780 5,922 6,876 6,583 7,257
Variación de existencias -297 203 909 1,148 164 761 844 935 1,174 1,335 924 1,343
Exportaciones de bienes y
servicios
5,940 5,902 5,855 5,809 6,395 7,359 7,993 8,700 8,904 9,197 8,655 8,851
Total utilización final 19,982 21,291 23,407 25,151 25,367 27,790 30,048 31,872 33,105 35,785 34,512 37,068
Fuente: Banco Central del Ecuador (sd) Cifras semi-definitivas (p) Cifras provisionales. Nota: El banco Central está revisando las series históricas de las cuentas nacionales y publicando las cifras
revisadas a medida que éstas se encuentran
disponibles.
30
Con respecto a la estructura sectorial del PIB, los sectores más relevantes en cuanto a la generación de valor agregado son: la explotación de minas y canteras, la industria manufacturera, el comercio y los servicios y, en menor medida, la construcción y la agricultura (Figura 1 y Cuadro 3).
Figura 1 Estructura del PIB por sectores al
año 2010
Cuadro 3 Valor Agregado Bruto por sectores (millones de dólares de 2000)
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
(sd)
2006
(sd)
2007
(p)
2008
(p*)
2009
(p*)
2010
(p*)
Agricultura, ganadería, caza y
silvicultura
1,405 1,466 1,524 1,620 1,690 1,726 1,814 1,877 1,959 2,062 2,076 2,062
Pesca 289 215 231 229 262 263 331 377 386 412 434 442
Explotación de minas y canteras 2,202 2,141 2,212 2,110 2,305 3,169 3,224 3,339 3,062 3,062 2,961 2,968
Industrias manufacturas (excluye
refinación de petróleo)
2,329
2,170
2,276
2,333
2,440
2,519
2,752
2,946
3,091
3,341
3,290
3,511
Fabricación de productos de la
refinación
de petróleo
383
748
564
497
409
475
448
446
431
465
479
385
31
Suministro de electricidad y agua 165 169 170 184 186 170 172 173 200 240 211 214
Construcción 952 1,127 1,349 1,619 1,608 1,673 1,796 1,864 1,866 2,124 2,238 2,387
32
Comercio al por mayor y al por
menor
2,422
2,515
2,679
2,731
2,816
2,934
3,104
3,261
3,365
3,587
3,503
3,725
Transporte y almacenamiento 1,321 1,413 1,420 1,421 1,447 1,477 1,511 1,590 1,639 1,729 1,792 1,837
Intermediación financier 295 301 281 289 291 310 366 442 477 531 540 633
Otros Servicios (2) 2,336 2,421 2,521 2,627 2,737 2,900 3,172 3,355 3,555 3,809 3,874 4,083
Servicios de intermediación
financiera
medidos indirectamente (3)
-380
-385
-322
-440
-422
-411
-447
-555
-620
-697
-719
-833
Administración pública y defensa;
planes de seguridad social de
afiliación obligatoria
764
835
844
864
889
916
933
960
1,016
1,165
1,228
1,234
Hogares privados con servicio
doméstico
28 28 29 30 31 32 31 32 32 30 30 32
Valor Agregado Bruto 14,511 15,164 15,777 16,114 16,690 18,155 19,208 20,107 20,460 21,858 21,938 22,680
Otros elementos del PIB 1,122 1,119 1,280 1,527 1,530 1,672 1,758 1,855 1,949 2,174 2,182 2,303
PIB 15,633 16,283 17,057 17,642 18,219 19,827 20,966 21,962 22,410 24,032 24,119 24,983
Fuente: Banco Central del Ecuador; (sd) cifras semi-definitivas, (p) cifras
provisionales.
La evolución histórica en el período 1999-2010 destaca claramente el dinamismo
mayor de dos sectores: el de la construcción, con un crecimiento del 9.6% anual en
el período 1999-2010, y el de la intermediación financiera con un 7.9% anual. El
primero de estos sectores contribuye con 10% al Valor Agregado Bruto Nacional;
mientras que el segundo tiene una participación modesta, pero su dinámica de
crecimiento es muy alta. Los sectores productivos como la industria, la agricultura,
la pesca, minas y canteras, así como el comercio, tuvieron tasas de crecimiento
moderadas que oscilaban dentro de un rango entre 3.9% y 4.4% anual.
b. Indicadores sociales
i. Empleo, desempleo, subempleo y pobreza
En marzo del 2012 la población económicamente activa era de 4.6 millones de
personas, con una tasa de desempleo abierto de aproximadamente el 5% y una de
subempleo de 46%. Estos índices mostraban una importante tendencia a la baja en
los últimos 4 años. Sin embargo, aún queda un gran esfuerzo por hacer, sobre todo
en lo que respecta al tema del subempleo. (Figura 1).
Figura 1 Población económicamente activa y tendencias del empleo, subempleo y
desocupación.
33
La incidencia de la pobreza muestra una notable tendencia a la baja en la década del
2000, la cual bajó en un 28% a nivel nacional en diciembre del 2011. (Figura 2).
Figura 2 Incidencia de la pobreza a nivel nacional.
34
8.6%
A nivel de población urbana y rural, los datos de la Comisión Económica de América Latina, CEPAL, muestran tendencias similares tanto para la incidencia de la pobreza, como para la de la pobreza extrema (indigencia); aunque con algunas diferencias en las cifras (Figura 3).
Figura 3 Descenso de la incidencia de la pobreza y de la indigencia en
el Ecuador
ii. Índice de Desarrollo Humano (IDH)
El IDH del Ecuador muestra una tendencia creciente que se intensificó en los últimos años. Se encontraba por encima de la media mundial y cerca de la media de América Latina y el Caribe. Las cifras del 2011 indican un nivel de
35
0.702 para el Ecuador, frente al máximo de 0.805, que es el caso de Chile, y a un
mínimo de 0.454, que es el caso de Haití (Figura 4).
36
Figura 4 Crecimiento del Índice de Desarrollo Humano en el Ecuador y comparación
regional
iii. Distribución del ingreso
La equidad en la distribución del ingreso, medida a través de la relación de ingresos entre
el quintil más rico y el más pobre de la población, según los datos de CEPAL (Figura 5),
muestra una mejora en el último año en el que hubo datos disponibles (2008).
37
Figura 5 Ecuador: evolución de la razón de ingresos entre el quintil más rico y
el más pobre
Considerando al Ecuador en el contexto regional de América Latina y el Ca- ribe, la razón de ingresos entre el quintil más rico y el más pobre se sitúa en 15.6 para el caso de Ecuador, dentro del rango que va de un mínimo de 9.6, para
Uruguay, a un máximo de 32.5, para Honduras (Figura 6).
Es importante notar las diferencias que existen entre los países de la región con los
países de la Unión Europea, en los que la distribución del ingreso es más equitativa,
dentro de un rango de 3.5 (Suecia) a 7.3 (Letonia).
Figura 6 Razón de ingresos entre el quintil más rico y el más pobre, 2008
38
(América Latina y
Unión
Europea)
1.2 SITUACIÓN ENERGÉTICA
Como ya se mencionó, la exportación de petróleo en el Ecuador tiene una alta
incidencia en la economía nacional y también domina la matriz energética, cuya
representación cuantitativa en su corte al 2010 se presenta en el Balance
Energético Nacional (Cuadro 4).
Aunque la dependencia de las exportaciones petroleras se ha reducido en cierta
medida, el país se encuentra en un punto de inflexión, pues la economía nacional sigue
siendo altamente dependiente de esas exportaciones. Mientras que la mayor parte del
consumo y, en consecuencia, la de la oferta de energía provienen también del petróleo.
Por lo tanto, se necesita poner en marcha un cambio sustancial en la matriz energética,
el cual ya ha comenzado por el lado de la oferta de energía.
El país también cuenta con un potencial importante de energías renovables,
especialmente en el área de la hidroelectricidad, aunque su desarrollo estuvo rezagado
en las últimas dos décadas. No obstante, recientemente se puso en marcha un plan de
construcción de proyectos hidroeléctricos de gran magnitud, que estarán en operación
39
entre el año 2016 al 2018.
Así mismo, existe un potencial importante en energías renovables no
convencionales como la solar, la eólica, la geotermia (en menor medida), y también
biocombustibles (para uso directo en transporte). A continuación se presenta un
panorama sintético de los recursos energéticos y de la oferta y la demanda de
energía a nivel nacional.
Cuadro 4 Balance Energético Nacional 2010. Miles BEP (Parte 1)
Petróleo
Gas Natural
Hidroenergía
Leña Productos
de Caña
Total
Primarias
Electricidad
Gas Licuado
PRODUCCIÓN 182,8
42
8,394 5,351 3,368 2,151 202,105 12,088 1,435
IMPORTACIÓN - - - - - - 541 6,295
EXPORTACIÓN 128,4
35
- - - - 128,435 6 -
VARIACIÓN DE
INVENTARIO
(88
8)
- - - - (888) - (36)
NO APROVECHADO - 3,679 - - - 3,679 - -
OFERTA TOTAL 53,5
20
4,715 5,351 3,368 2,151 69,104 12,623 7,694
REFINERÍA (51,35
9)
- - - - (51,359) - 891
CENTRALES
ELECTRICAS
- (1,979) (5,068) - - (7,047) 10,072 -
AUTOPRODUCTORES (1,42
4)
(1,414) (283) - (912) (4,034) 2,016 (124)
CENTRO DE GAS - (1,321) - - - (1,321) - 543
CARBONERA - - - - - - - -
COQUERÍA/A. HORNO - - - - - - - -
DESTILERÍA - - - - - - - -
OTROS CENTROS - - - - - - - -
TRANSFORMACIÓN
TOTAL
(52,78
4)
(4,715) (5,351) - (912) (63,762) - (124)
CONSUMO PROPIO 736 - - - - 434 186 100
PÉRDIDAS - - - - - 273 2,038 -
AJUSTE - - - - - 29 - 0
TRANSPORTE - - - - - - 7 85
INDUSTRIA - - - 278 1,238 1,516 4,413 425
RESIDENCIAL - - - 3,090 - 3,090 3,169 6,877
COMERCIAL,SER,PUB - - - - - - 2,810 -
AGRO,PESCA,MINER. - - - - - - - 83
CONSTRUCCIÓN,OTRO
S
- - - - - - - -
CONSUMO
ENERGETICO
- - - 3,368 1,238 4,606 10,398 7,470
NO ENERGÉTICO - - - - - - -
CONSUMO FINAL - - - 3,368 1,238 4,606 10,398 7,470
40
(Parte 2)
Gasolinas/ Naftas
Keroseno
y Turb
o
Diésel
Fuel Oil Crudo Reducido
Gases No Energétic
o
Total Secundaria
s
TOTAL
PRODUCCIÓN 8,771 2,584 11,178 19,202 3,460 28 4,672 63,418 202,105
IMPORTACIÓN 10,849 85 19,960 3,231 - - - 40,961 40,961
EXPORTACIÓN 492 - - 10,193 - - - 10,691 139,126
VARIACIÓN DE
INVENTARIO
185 (165) 560 1,488 - - - 2,032 1,144
NO APROVECHADO - - - - - - - - 3,679
OFERTA TOTAL 19,313 2,504 31,698 13,727 3,460 28 4,672 95,720 101,406
REFINERÍA 8,411 2,584 11,178 19,202 3,460 - 4,672 50,399 (960)
CENTRALES
ELÉCTRICAS
(360) - (5,736) (6,480) - - - 10,072 (9,552)
AUTOPRODUCTORES - - (1,779) (434) - - - 2,016 (4,232)
CENTRO DE GAS 359 - - - - 28 - 543 (777)
CARBONERA - - - - - - -
COQUERÍA/A.
HORNO
- - - - - - -
DESTILERÍA - - - - - - -
OTROS CENTROS - - - - - - -
TRANSFORMACIÓN
TOTAL
(360) - (7,516) (6,914) - - - (14,914) (15,521)
CONSUMO PROPIO - - 96 1,463 3,460 28 - 5,334 5,769
PÉRDIDAS - - - - - - - 2,038 2,312
AJUSTE - - - (1,141) - - - (1,141) (1,112)
TRANSPORTE 18,188 2,504 17,455 3,876 - - - 42,115 42,115
INDUSTRIA 110 - 5,653 2,614 - - - 13,215 14,731
RESIDENCIAL - - - - - - - 10,046 13,136
COMERCIAL,SER,PU
B
25 - 125 - - - - 2,960 2,960
AGRO,PESCA,MINER. 607 - - - - - - 691 691
CONSTRUCCIÓN,OTR
.
22 - 852 - - - - 874 874
CONSUMO
ENERGÉTICO
18,953 2,504 24,086 6,491 - - - 69,901 74,507
NO ENERGÉTICO - - - - - - 4,672 4,672 4,672
CONSUMO FINAL 18,953 2,504 24,086 6,491 - - 4,672 74,574 79,180
Fuente: Balances Energéticos Nacionales
MICSE.
7. RECURSOS ENERGÉTICOS Y OFERTA DE ENERGÍA
a. Recursos renovables
i. Potencial hidroeléctrico
El Ecuador cuenta con un importante potencial de recursos hidroeléctricos. Existen
41
11 sistemas hidrográficos (de los 31 existentes) con un potencial teórico de
aproximadamente 74.000 MW. La capacidad instalable técnica y económicamente
aprovechable se estima en unos 21.500 MW, 90% en la vertiente amazónica y 10%
en la vertiente del Pacífico (Cuadro 5).
Cuadro 5 Potencial hidroeléctrico del Ecuador
Línea divisoria Potencial técnicamente
disponible (MW)
Potencial económicamente
disponible (MW)
Línea divisoria del Pacífico
Mira 488,50 -
Esmeraldas 1.878,50 1.194,00
Guayas 310,70 -
Cañar 112,20 -
Jabones 687,70 590,00
Puyango 298,70 229,00
Catamayo 459,60
SUBTOTAL 1 4.235,90 2.013,00
Napo-Coca 6.355,00 4.640,00
Napo-Napo 5.929,50 3.839,00
Pastaza 1.434,00 1.121,00
Santiago-Namangoza 5.810,60 4.006,00
Santiago-Zamora 5.857,60 5.401,00
Mayo 859,00 500,00
SUBTOTAL 2 26.245,70 19.507,00
Fuente: CONELEC, Master Electrification Plan 2012-
2021.
Cabe señalar que actualmente la capacidad hidroeléctrica instalada en el servicio
público de electricidad al 2012 era de 2.160 MW, que se traduce aproximadamente en
un 10% del potencial identificado como técnica y económicamente aprovechable.
Cuando los grandes proyectos entren en operación, dicha capacidad se incrementará a
cerca de 5.000 MW, que es un 23% del potencial. Mientras que las expectativas hacia
el 2030 podrán subir a niveles del orden de los 10.000 MW, algo menos que la mitad del
42
potencial de 21.520 MW indicado en el cuadro anterior.
Dicho sea de paso, este cálculo está proyectado en un escenario de mayor eficiencia en
el consumo, pero al mismo tiempo con un mayor uso de electricidad que sustituya
otras fuentes y continúe el desarrollo hidroeléctrico en forma sostenida, para cubrir
entre 85% y 90% de la generación.
43
ii. Energía eólica
Dentro del marco del proyecto “Plan de Acción de Energía Sostenible”, PAES, en su
Componente II, se elaboró un mapa eólico sobre la base de información satelital y se
instalaron torres de medición en dos provincias del país (Imbabura y Loja),
trabajándose en paralelo en la campaña de medición y en la elaboración del Atlas
Eólico a partir de diciembre del 2011; dicho atlas se encuentra en proceso de
publicación y presenta las condiciones anuales de viento para todo el territorio
ecuatoriano, con una resolución de 200m x 200m.
A través de la información del mapa eólico, el Ministerio de Electricidad y
Energía Renovable, MEER estimó un potencial de generación eléctrica a partir
de parques eólicos instalados en las zonas con mejor recurso de viento . S e
elaboraron los siguientes dos escenarios: el Potencial Bruto Total y el Potencial
Factible a Corto Plazo. El primero considera todos los sitios bajo 3500 m.s.n.m.,
con velocidades mayores a 7m/s. El segundo, además de estas restricciones,
considera los sitios que están a una distancia menor o igual a 10 km de la red
eléctrica y carreteras. El Potencial Disponible Bruto Total se estimó en el orden de
1.670 MW y el Potencial Factible a Corto Plazo en unos 900 MW, con factores de
planta en un rango de 20% a 35%.
Por otra parte, los prospectos con potencial eólico viables para generación
eléctrica, impulsados por el gobierno nacional, suman actualmente 165 MW
(Cuadro 6).
Cuadro 6 Proyectos eólicos en
desarrollo
Potencia efectiva [MW]
Villonaco (Ejecución) 15
Salinas Etapa I (Estudios) 15
Salinas Etapa II (Estudios) 25
Membrillo – Chinchas (Estudios) 110
Fuente: CONELEC, Plan Maestro de Electrificación 2012-2021.
iii. Energía solar
44
Con respecto a la energía solar, en el año 2008 el Consejo Nacional de Electricidad,
CONELEC, publicó el Atlas Solar del Ecuador, que incluye la cuantificación del
potencial solar disponible y sus posibilidades de generación eléctrica.
A través de un convenio regional suscrito en el 2006 entre la Unión Europea y 8 países de Latinoamérica, Ecuador entre ellos, nace el programa “Euro-Solar”. Este programa tiene entre sus metas mejorar las condiciones de vida en los aspectos de salud, educación y telecomunicaciones de 91 comunidades rurales del país, mediante el acceso a una fuente de energía eléctrica renovable. Las 91 comunidades están localizadas en las provincias de Guayas, Morona Santiago, Pastaza, Orellana, Napo, Sucumbíos y Esmeraldas4. Por medio de programas como Euro-Solar y el Fondo de Energización Rural y Urbano Marginal, FERUM, se impulsó el aprovechamiento solar para generación de energía eléctrica en zonas rurales alejadas de las redes de distribución. Así mismo y gracias al interés que han generado las regulaciones de inversión privada, se encuentran en construcción tres proyectos solares fotovoltaicos, con potencia cercana a 1 MW cada uno, en las zonas de Malchinguí, Paragachi y Escobar; mientras que cinco proyectos de generación solar fotovoltaica y termoeléctrica han presentado su solicitud ante el CONELEC (Milenio Solar I y II, Solarconnection, Shyri I y Condorsolar), por una potencia total de 150 MW5.
iv. Geotermia
Ecuador se encuentra en el cinturón de fuego del Pacífico y existen posibilidades de
aprovechamientos geotérmicos. Este desarrollo se abandonó hace mucho tiempo y
se ha retomado recientemente. Aunque se debe avanzar con los estudios
respectivos, existen estimaciones sobre un potencial de entre 400 MW y 500 MW.
4 CONELEC. Plan Maestro de Electrificación 2012-2021.
5 CONELEC. Plan Maestro de Electrificación 2012-2021.
v. Biomasa
Existen algunas plantas que producen energía y vapor en un esquema de co-
generación y venden los excedentes a la red interconectada. Dichas plantas están
45
vinculadas a la industria azucarera, aunque en una de ellas no solamente se utiliza
bagazo de caña, sino también otros residuos agrícolas. Las más importantes son
Ecoelectric (36,5 MW, utiliza bagazo y otros residuos agrícolas), San Carlos (35 MW)
y Ecudos (29,8 MW).
vi. Biocombustibles
Por otro lado, en el país existen posibilidades para el desarrollo de un mercado de
biocombustibles para utilizarse en motores de propulsión para transporte,
mezclados con combustibles fósiles derivados del petróleo. El uso de
biocombustibles tiene ventajas ambientales apreciables, ya que el impacto sobre
el medio ambiente en el ciclo de vida de los biocombustibles es reducido en
comparación con los productos petroleros. De igual modo, podrían generarse
muchos empleos en la cadena agroindustrial de la caña de azúcar y de la palma
aceitera, los cuales podrían alcanzar la cifra estimada de 120.000 (entre empleos
directos e indirectos), sobre todo en la fase agrícola.
En el caso del etanol, éste ya se comercializa en la ciudad de Guayaquil como una
mezcla E5 (5% bioetanol y 95% gasolinas entre base y alto octano). Así mismo,
entre el 2016 y el 2017 dicha mezcla puede alcanzar la meta promedio del 5% (E5,
la actual Ecopaís); y para el 2020 puede llegar al 10% (E10) para todo el país. Para
ello se requiere la siembra de una superficie adicional de caña de azúcar de
aproximadamente unas 40.000 a 50.000 hectáreas.
En el año 2011 se promulgó un decreto ejecutivo que cambiaba la fórmula de precios
para el bioetanol. También promovía un fuerte incentivo para fomentar las inversio-
nes en nuevas áreas sembradas, así como la capacidad de destilación. Todo esto
debido a que se estableció una fórmula en base al equivalente del precio FOB Nueva
York para el azúcar crudo (Contrato 11).
En el caso del biodiésel, la situación es distinta que la d el bioetanol, ya que
la agroindustria ecuatoriana de la palma aceitera cuenta con excedentes de
aceite crudo de palma que se están exportando (240.000 toneladas). La propia
industria prevé que estas cifras crecerán en el futuro; sobre todo en base a un
aumento de productividad (y en menor medida en base al aumento del área
46
sembrada), la cual se encuentra muy baja actualmente en comparación con
otras áreas productoras del mundo.
Solamente utilizando estos excedentes de aceite crudo de palma para producir
biodiésel se podría llegar a comercializar, hacia el final del periodo 2012-2030, una
mezcla hasta B15, con una penetración total en el mercado de diésel para
transporte. De igual modo, la producción podría aumentarse en base a otras
biomasas y tecnologías.
Recientemente se promulgó un decreto ejecutivo que establecía metas de mezclas
obligatorias para la industria petrolera, comenzando con un plan de mezclas B3 y
hasta B5. Así mismo, se analizó y se está considerando la implementación de un plan
de sustitución parcial de diésel por biodiésel en mezclas para todos los tipos de
consumo fijos (generación eléctrica, industria) y móviles (motores marinos y
terrestres) en las Islas Galápagos; todo esto dentro de la iniciativa “Cero
Combustibles Fósiles en Galápagos”.
b. Recursos no renovables
i. Petróleo
Aunque Ecuador es un país productor y exportador de petróleo, en virtud del
tamaño de sus reservas y producción, su participación es pequeña, a diferencia de la
importancia que tiene dentro del país.
La explotación petrolera comenzó en el año de 1972. Actualmente, considerando
la producción acumulada de unos 4.700 millones de barriles, las reservas probadas
remanentes ascienden a unos 3.500 millones de barriles, es decir que se ha
extraído ya el 57% de las reservas existentes y resta un 43% por explotar (Figura 7 y
Cuadro 7). De los 13.000 millones de barriles que podrían explotarse a partir de
ahora6, un 59% está en los campos que ya están en producción; un 22% reside en
campos que no están en producción actualmente y un 19% en los campos de
Ishipingo, Tiputini y Tambococha (ITT).
Figura 7 Reservas remanentes y recursos adicionales de petróleo
47
Cuadro 7 Reservas remanentes y recursos petroleros adicionales (Millones de barriles)
Reservas
probadas remanentes (1)
Recursos
adicionales (2)
Total
Campos en producción 2,123.3 5,605.8 7,729.1
Campos en no producción 455.1 2,416.9 2,872.0
Subtotal campos en producción y no producción
2,578.4
8,022.7
10,601.1
ITT 960.7 1,530.6 2,491.3
Total 3,539.1 9,553.3 13,092.4
(1) A inicios de 2011. (2) Reservas probables, posibles y prospectos, cifras revisadas a mediados del 2012. Fuente: Elaboración propia en base a datos del MRNNR/MICSE.
48
6 Reservas probables, posibles y prospectos, incluida la recuperación mejorada o asistida, EOR (Enhanced Oil
Recovery).
El gobierno nacional decidió no explotar los campos del ITT ya que las reservas se encuentran en buena parte de áreas protegidas. Por lo tanto, se creó un fondo para promover aportaciones de la comunidad internacional que faciliten la compensación de la pérdida de ingresos por exportaciones. De esta manera, considerando solamente las reservas remanentes y los recursos adicionales de los campos en producción y de los que actualmente no están en producción, los recursos petroleros por desarrollar y explotar serían de 10.600 millones de barriles, 72% de los cuales se encuentran en los campos actualmente en producción, en donde también se encuentra más del 80% de las reservas remanentes y el 70% de los recursos adicionales (Figura 8).
Así mismo, los recursos de los campos en producción son cerca del 30% de las reservas
remanentes y el resto pertenece a recursos adicionales; mientras que las reservas
remanentes representan solamente el 15 % de los recursos de los campos en no
producción.
Figura 8 Distribución de los recursos petroleros por explotar a mediados del
2012 (sin ITT).
49
Las reservas de petróleo del país están en proceso de declinación, de modo que la
adición de reservas, ya sea por recuperación mejorada o adición, así como la
producción de nuevas reservas están produciendo una extensión del plazo de
agotamiento. Sin la adición de los recursos adicionales provenientes de los
campos en no producción y de los campos en producción de Petroecuador,
Petroamazonas y Río Napo, habría que comenzar a importar crudo para completar
la carga de las refinerías, especialmente entre 2016 y 2017, que es cuando la
Refinería del Pacífico entrará en servicio. Aunque el excedente de productos
refinados revierta la situación actual, alrededor de 2020 el país se convertiría en
importador neto de energía, aún en un escenario de demanda energética eficiente
y continuando con el fuerte desarrollo hidroeléctrico ya comenzado.
Con los recursos petroleros adicionales las refinerías se podrían abastecer con crudo
nacional hasta fines de la década del 30. Aproximadamente en el 2035 el país podría
convertirse en importador neto. La explotación del ITT puede cambiar la situación y
prolongar sustancialmente el plazo de agotamiento. La decisión de no explotar esos
recursos tendrá un fuerte impacto a futuro sobre la economía nacional, hecho que la
comunidad internacional debe considerar para concretar las aportaciones de
recursos para compensar este efecto.
ii. Gas natural
50
Aunque Ecuador no es un país gasífero, tiene reservas de gas libre en el Golfo de
Guayaquil (Campo Amistad) y también hay perspectivas de confirmar algunos
descubrimientos recientes. En todo caso, si se quisiera ampliar la penetración del
gas natural en la matriz energética del país a niveles mayores, aún con la adición
de nuevas reservas, seguramente habría que ampliar la oferta mediante
importación vía Gas Natural Comprimido (GNL) o vía gasoducto desde Venezuela y
Colombia.
Por otro lado, aunado a la producción de petróleo en el oriente ecuatoriano, se
produce gas que en la actualidad se ventea en su mayor parte. La producción de gas
natural libre en el Campo Amistad comenzó en agosto del 2002. Las reservas
remanentes al finales del 2010 eran de unos 145.000 millones de pies cúbicos
(MMCF). La producción acumulada a esa fecha era de aproximadamente 80.000
MMCF, eso quiere decir que un 35% de los 225.000 MMCF de reservas probadas
originales ya se había explotado.
A comienzos del 2012 se anunció la identificación de 1.7 TPC (trillones de pies cúbicos) en el Campo Amistad. Éstos se encuentran en la categoría de recursos, de modo que si la actividad exploratoria permite confirmarlos y pasan a ser reservas probadas, se tendría un horizonte más amplio para expandir la producción y uso del gas natural.
c. Oferta de energía
i. Sector eléctrico
a. Potencia instalada y
generación
b.
La potencia instalada en centrales de servicio público de electricidad creció de 3.070 MW en 1999 a 4150 en el año 2010. Sin embargo, en dicho período hubo un rezago en el desarrollo hidroeléctrico y un aumento de la instalación de plantas térmicas, que llegaron a representar el 50% del parque generador hacia el final del período (Figura 9).
Figura 9 Potencia instalada efectiva por tipo de
51
plantas
Sobre todo es notorio el incremento de la potencia instalada en turbinas de gas y motores de combustión interna (MCI) de ciclo diésel, especialmente de media velocidad. Por ello se recurrió a equipamientos de más rápida instalación, en virtud de la vulnerabilidad del sistema, el cual sufre riesgos de cortes y apagones frecuentemente. Se espera que esta situación se revierta en pocos años con la próxima inauguración los proyectos hidroeléctricos ya mencionados.
Los cambios en la composición del parque generador y las características
operativas y disponibilidad de los distintos tipos de plantas llevaron a una
estructura de generación eléctrica con un decrecimiento notorio de la participación
hidráulica, la cual bajó del 70% al 50% entre 1999 y 2010. A su vez, hubo un
crecimiento de la generación térmica, especialmente de la generación con MCI y
altas importaciones desde Colombia, las cuales llegaron a representar más del
12% de la generación total en el año 2004 (Figura 10).
52
Figura 10 Generación de energía eléctrica por tipo de
plantas
Con respecto a la distribución de energía eléctrica, hay en el país 20 distribuidoras, 10 de ellas fueron agrupadas hace pocos años en la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL), con el objeto de mejorar el desempeño de dichas empresas en términos de pérdidas, facturación, recaudación y calidad de servicio. El número total de clientes finales de las empresas distribuidoras creció sostenidamente, con tasas anuales entre el 4% y el 6%; este porcentaje también fue consecuente con el crecimiento poblacional y la expansión de la cobertura. Actualmente, el número de abonados al servicio eléctrico es de 4.3 millones, de acuerdo con las cifras de julio de 2012.
Un aspecto importante a considerar es el de las pérdidas de distribución (Figura 11), ya que es en gran medida un indicador de la capacidad de gestión de las empresas, pues son las encargadas de expandir la cobertura del servicio. De igual forma, es a través de ellas que el CONELEC canaliza los fondos del FERUM. Las pérdidas totales de toda la red de distribución a nivel nacional se han reducido de manera sostenida desde el máximo de 23% en el 2004, hasta el 14.7% en el 2011. Sin embargo, podría
53
decirse que en varias empresas distribuidoras dichas pérdidas siguen siendo altas, sobre todo las de carácter “no técnico”, de acuerdo a cifras del 20107.
Figura 11 Pérdidas de distribución por empresas al año 2010
b. Interconexiones internacionales, importación y exportación
En la actualidad, la capacidad defectuosa de los enlaces de interconexión
internacional alcanza un total de 635 MW, lo que representa cerca del 12% de la capacidad efectiva total del sistema eléctrico ecuatoriano (Figura 12).
Figura 12 Potencia instalada efectiva por tipo de empresa e interconexiones
54
La evolución histórica de las Transacciones Internacionales de Energía (TIE)
muestra que los intercambios han sido básicamente entre Colombia y Ecuador. En
el caso de Perú, prácticamente no hubo flujos luego de la entrada en operación
de la línea Machala-Zorritos a 230KV en el año 2005. Solo hubo importaciones
mínimas de Ecuador provenientes del Perú en ese mismo año; mientras que en
2009 y 2010 solamente se registró un flujo de 0.21 GWh de 6.3 GW h
respectivamente, desde Ecuador a Perú. Las importaciones de Ecuador
provenientes de Colombia se iniciaron a mayor escala en 2003, con la puesta
en servicio de la primera línea de interconexión a 230 KV, y a 240 MW de
potencia efectiva. Con esto se adquirió una participación importante desde el
2003 hasta el 2006 en el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica del
mercado ecuatoriano, el cual llegó a representar entre un 8% y 12% de la
generación bruta del sistema. Estas cifras se deben, principalmente, a bajas
hidrológicas, requerimientos en períodos de estiaje y falta de respaldo térmico
operativo con frecuentes limitaciones de suministro en Ecuador.
55
A partir del año 2007 dichas importaciones se redujeron drásticamente debido a la
entrada en servicio de la central hidroeléctrica San Francisco. De igual manera, otros
equipamientos redujeron la necesidad de importaciones del sistema ecuatoriano.
Sin embargo, durante el período 2009-2011 las importaciones subieron
nuevamente a niveles importantes: entre 4% a 6% de la generación bruta (Figura
13).
Figura 13 Generación bruta por tipo de empresa e
interconexiones
El valor de las transacciones, fundamentalmente importaciones de Ecuador a Colombia, alcanzaron un valor máximo de 1716 millones de dólares en el 2005, mientras que en 2011 se situaron en casi 1300 millones (Cuadro 8).
Cuadro 8 Valor y precio medio de los intercambios de energía eléctrica con Colombia
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
GWh 1,119.61 1,641.61 1,716.01 1,570.47 860.87 500.16 1,058.20 794.51 1,294.59
56
Millones US$ 68.38 134.11 148.55 122.53 17.82 33.99 102.38 74.13 87.83
Centavos US$/KWh 6.11 8.17 8.66 7.80 2.07 6.80 9.67 9.33 6.78
GWh 67.20 34.97 16.03 1.07 38.39 37.53 20.76 9.74 8.22
Millones US$ 0.87 0.18 0.14 0.03 0.29 0.63 1.08 0.68 0.19
Centavos US$/KWh 1.29 0.51 0.87 2.80 0.76 1.68 5.20 6.98 2.31
Fuente: Elaboración propia en base a datos del
CONELEC.
Cabe señalar que el mercado eléctrico andino es el único caso en América Latina en el
cual existen regulaciones supranacionales, las cuales son emitidas por la Comunidad
Andina de Naciones (CAN). No obstante, el mercado todavía es incipiente debido a
temas que están en vías de discusión. Con respecto a esta situación, la CAN, en su
Decisión CAN 757 de agosto de 2011, prorrogó por otros dos años el plazo que se había
establecido en la Decisión anterior, la 720. Ecuador está trabajando en el tema a
través del MEER, CONELEC y otras entidades, ya que a partir del 2016/2017 el país
puede convertirse en exportador neto de electricidad. Este hecho revertirá la situación
actual y se deberán colocar excedentes, cuya magnitud dependerá de la profundidad
de los cambios estructurales que se produzcan en la demanda final en función de la
sustitución de energías fósiles (principalmente GLP doméstico y diésel industrial) por
energía eléctrica.
i. Petróleo y gas natural
a. Producción de
petróleo
El país se convirtió en exportador de petróleo a partir del inicio de la explotación
petrolera comercial, en el año 1972. Durante dos décadas hubo un crecimiento
sostenido que se estabilizó entre 1994 y 2004. En 2004 se recupera fuertemente y
decae nuevamente a partir del 2006. No es sino hasta 20128 (producción media
diaria, Figura 14) que hay una nueva recuperación.
b. Producción de gas natural
La producción de gas natural libre en el Campo Amistad comenzó en agosto de 2002 y fue creciendo hasta alcanzar niveles de entre los 10.000 a 12.000
57
millones de pies cúbicos (Cuadro 9).
Figura 14 Producción de petróleo crudo por campos
Esta producción se utiliza principalmente para generación de electricidad en la
planta Termogas de Machala. En 2011 la potencia de la planta se incrementó de
130 MW a 210 MW con la instalación de cuatro turbinas adicionales. Con los
incrementos de la producción de gas natural, la utilización del gas del Golfo
permitió un aumento de la generación de electricidad y el consiguiente ahorro de
diésel de origen importado en la generación de esas cuatro turbinas.
8 Valores estimados del
2012.
Cuadro 9 Producción de gas natural
Millones de pies cúbicos
2002(*) 3,063
2003 8,810
2004 8,523
2005 9,301
58
2006 10,005
2007 10,513
2008 8,872
2009 10,550
2010 11,776
2011 8,630
Fuente:
MRNNR (*) La producción se inició el 6 de agosto de 2002.
El gas natural excedente se destina a una planta de licuefacción de 200 toneladas
métricas diarias, equivalentes a 10 millones de pies cúbicos al día. El gas natural
licuado (GNL) se transporta en camiones especializados a plantas de
almacenamiento y regasificación en la ciudad de Cuenca, en donde el gas
natural se transforma a su estado original gaseoso para alimentar a la industria
de esa ciudad. Este proceso tiene la finalidad de sustituir parcialmente por gas
natural tanto el GLP, como el diésel.
Con respecto al gas natural asociado, para el año 2015 se espera reducir
significativamente el venteo (flaring) de gas natural asociado en el oriente
ecuatoriano . El proyecto “Optimización de Generación Eléctrica” (OGE) busca
reducir la contaminación de los gases de efecto invernadero, que se producen
con la quema del gas asociado en los mecheros de los campos petroleros. Al
mismo tiempo, busca sustituir el consumo de diésel por ese gas no aprovechado,
para generar electricidad destinada en la operación de los campos petroleros.
c. Refinación de
petróleo
Actualmente la capacidad y estructura de refinación en las refinerías existentes no está adecuada a los niveles y estructura del mercado. Por lo tanto existen
desequilibrios entre la producción nacional y la demanda de los derivados de petróleo.
Por un lado, dicho desequilibrio lleva a la importación de elevadas proporciones de
derivados costosos, como el Gas Licuado de Petróleo (GLP, una mezcla de propano
y butano) gasolinas y diésel; por otro lado, lleva a la exportación de excedentes de
fuel oil, el cual tiene un valor menor en el mercado. Actualmente se encuentra en
construcción una refinería de conversión profunda cuya capacidad es de 300.000
59
barriles diarios, lo que cambiará drásticamente la estructura de refinación. La
Refinería del Pacífico (RDP), cuya inversión asciende a más de 12.000 millones de
dólares, no producirá fuel oil (solamente un coque residual), pero tendrá un alto
rendimiento en producción de diésel y gasolina. De esta manera, la estructura de
refinación combinada de las refinerías actuales cambiará sustancialmente hacia
el año 2017, cuando la RDP entre en operación (Figura 15).
Figura 15 Estructura de la producción de derivados de petróleo en refinerías
d. Exportaciones e importaciones
Desde sus inicios, el volumen de exportaciones de crudo creció sostenidamente en
función del crecimiento de la producción petrolera. Sin embargo, en los últimos
años éste mostró una declinación considerable (Figura 16).
60
Figura 16 Exportaciones de petróleo crudo
Tanto la producción como las exportaciones se mantendrán posiblemente estables o
declinando a corto plazo, para luego recuperarse tanto por el aumento de la producción
en los campos, como por las posibles adiciones de los campos en no producción. De
este modo, el horizonte de agotamiento se prolongará, según se explica en el capítulo
sobre recursos petroleros.
Por otro lado, los desbalances originados por la estructura de refinación condujeron
a la situación actual de importación de productos de alto valor de mercado, como el
GLP (se importa más del 80%), gasolinas (se importa más del 50%) y diésel (se
importa más del 60%). Por otra parte, se exporta más de la mitad de la producción
en refinerías de fuel, producto de bajo valor en el mercado internacional (Figura 17).
8. DEMANDA DE ENERGÍA
61
a. Demanda de energía final
El consumo final energético fue de 75.5 millones de barriles equivalentes de
petróleo (BEP). El transporte representa más de la mitad del consumo final
energético9 del país, siendo el sector consumidor de mayor peso, y a la vez, el que
posiblemente muestra más ineficiencias.
Figura 17 Importación y exportación de derivados de petróleo
La industria y el sector residencial, en ese orden, son los sectores de mayor consumo,
después del transporte ; mientras que el sector comercial y de servicios no alcanzan
al 4% del consumo energético (Figura 18).
Figura 18 Consumo por sectores y fuentes de
energía, 2010
62
9 Sin incluir los consumos no energéticos. Los derivados de petróleo cubren más del 80% del consumo energético del país,
mientras que la electricidad cubre un 13%. Con respecto a la leña, cabe señalar que
los datos son estimaciones de hace tiempo, l o s c u a l e s deben corroborarse
mediante una medición específica en el terreno. En función de la fuerte penetración
del GLP para cocción doméstica, podrá pensarse que el consumo de leña puede
estar sobrestimado. Sin embargo, los datos del “Censo de Población y Vivienda
2010” indican que todavía hay un número significativo de hogares, sobre todo
rurales, que utilizan leña o carbón como principal fuente de energía para cocinar,
como se verá más adelante.
b. Demanda sectorial
i. Sector transporte
Figura 19 Composición del parque automotor y el consumo energético en el transporte al 2010.
63
64
El sector transporte es el mayor consumidor de energía. Acutalmente utiliza derivados de petróleo en su totalidad y solo hay un consumo muy reducido de electricidad en la línea de trolebús de Quito. Un 84% de consumo total del transporte corresponde al parque automotor, el 16% restante corresponde al transporte marítimo, aéreo y ferroviario. Cerca de la mitad del parque automotor en circulación, según las cifras del año 2010, está constituida por autos y jeeps y, en general, vehículos particulares de pasajeros; mientras que los vehículos de carga liviana (camionetas y furgonetas de carga) constituyen recorridos medios y tamaños de los motores, se concentra en un 46% en los camiones, y casi en un 40% en los vehículos de carga liviana.
65
El consumo energético de transporte carretero está compuesto fundamentalmente por diésel y gasolina, casi por partes iguales. Los autos y jeeps emplean gasolina en un 98% y los camiones diésel en un 88%. Aún queda una proporción de vehículos con motores de gasolina, y las camionetas y furgonetas de carga liviana consumen aproximadamente 85% gasolina y 15% diésel.
ii. Sector residencial
De acuerdo a las cifras del 2010, el consumo del sector residencial está cubierto en
un 52% por GLP y el resto entre electricidad y leña (Figura 20).
Figura 20 Estructura del consumo residencial por fuentes de
energía al 2010
66
El GLP se usa fundamentalmente en cocción de alimentos y en menor medi- da en calentamiento de agua, principalmente en la zona de la sierra, donde el clima es más frío. Como se explicará oportunamente, el producto está fuertemente
subsidiado, lo que provoca que la mayoría de la población lo utilice, ya que el
subsidio no está focalizado y es general para todos los consumidores. El monto
anual estimado del subsidio es de alrededor de 600 millones de dólares. En el caso
específico del Ecuador, esto plantea un problema adicional al del acceso universal a
energías modernas, pues el suministro actual de dicha energía moderna no es
sostenible en términos financieros. Este es uno de los elementos incluidos en el
concepto de sostenibilidad, definido dentro del enfoque SE4ALL.
iii. Sector industrial
El sector industrial consume principalmente, en ese orden de importancia, diésel,
electricidad y fuel oil, que en conjunto representan un 86% del consumo energético
del sector (Figura 21).
El sector industrial que se contabiliza en el balance energético corresponde a la
industria formal. En general no están representados los consumos productivos
vinculados al consumo para usos productivos en pequeños comercios o industrias,
sobre todo los que están asociados a los sectores de menores ingresos,
específicamente en áreas rurales. Por otro lado, las cifras de consumo industrial se
incluyen para todo el sector, en base a la facturación de energía eléctrica para ese
segmento tarifario y a las ventas de combustibles de las compañías distribuidoras de
los mismos.
Figura 21 Estructura del consumo industrial por fuentes de
67
energía al 2010
iv. Demanda sectorial de las principales fuentes de energía
El principal consumidor de energía eléctrica es la industria, con más del 40%. Le
sigue el sector residencial y el de comercio y servicios (Figura 22). Dado que el
transporte es el mayor consumidor de energía y utiliza solamente derivados de
petróleo, el consumo de estos últimos se va en casi dos tercios para el transporte, y
en mucha menor medida para los sectores industrial y residencial.
Figura 22 Consumo por sectores al
2010
68
9. ENERGÍA Y DESARROLLO ECONÓMICO
a. Participación del sector energía en el PIB
En virtud de las características descritas del sector energía, la economía petrolera
ha sido el motor de la economía nacional por más de cuatro décadas (Figura 23).
Figura 23 Participación del sector energía en el PIB y la producción de
petróleo como variable conducente
69
Aunque no se obtuvo información específica10 , con la diferencia para el sector
petrolero y de electricidad, si se consideran los sectores de explotación de minas y
canteras (que es básicamente la explotación petrolera), la refinación de petróleo, la
electricidad y el agua, se puede tener una idea aproximada del peso del sector energía en
la generación de valor agregado. 10 A nivel de información referente al PIB en los datos de cuentas nacionales publicados por el Banco Central del Ecuador, no se diferencia en rango petrolero y no petrolero, como es el caso de las exportaciones y las finanzas públicas. Sin embargo, es probable que posteriormente esa separación del PIB pueda encontrarse, debido a que se hacen seguimientos del crecimiento de la “economía petrolera” y la “no petrolera”.
El sector de explotación de minas y canteras es el que más peso tiene sobre el PIB;
70
mientras que su variable conductora es la producción petrolera, como puede verse claramente en los gráficos de la Figura 20.
El incremento abrupto del Valor Agregado Bruto (VAB) del sector de minas y
canteras en el año 2004 coincide exactamente con el fuerte incremento en la
producción petrolera en ese año (véase nuevamente la Figura 14).
b. Incidencia del petróleo en la balanza de pagos
La balanza comercial petrolera y la importación de derivados de petróleo
actualmente son tan positivas que en algunos años han compensado el déficit de la
balanza comercial no petrolera. El comportamiento de las exportaciones y del saldo
de la balanza comercial petrolera se presenta en la Figura 24. Como es natural, el precio
de exportación del petróleo de la variable es determinante, además del volumen de las
exportaciones.
Figura 24 Balanza comercial petrolera y no
petrolera
71
Por su parte, las exportaciones petroleras representaron como promedio en los últimos años entre un 50% y 60% de las exportaciones totales de bienes. Desde luego,
estos se determinaron según la evolución de la producción y de los precios del petróleo
(Figura 25).
72
Figura 25 Incidencia del petróleo y derivados en las exportaciones de bienes
Con respecto a las importaciones, el peso de los derivados de petróleo es menor
aunque significativo, sobre todo a partir del año 2005. Durante este año dicho peso
representaba alrededor del 20% de las importaciones de bienes, cifra que estaba en
función de la distorsión entre la estructura de refinación y el mercado interno
(Figura 26).
Figura 26 Incidencia de los derivados de petróleo en las importaciones
de bienes
73
c. Incidencia del petróleo en las finanzas públicas
Los ingresos netos por el saldo de la balanza comercial de petróleo y derivados
también tienen un peso determinante en las finanzas públicas, lo que en los
últimos años de altos precios internacionales constituyó entre un 30% y un 40%
de los ingresos del sector público no financiero, y entre un 15% a un 20% en relación
al PIB (Figura 27).
Figura 27 Ingresos totales del sector público no financiero (base
devengado)
74
10. ESTRATEGIA ENERGÉTICA
En el Ecuador aún no existe una entidad que se encargue de la planificación
energética integral. El Ministerio de Coordinación de los Sectores Estratégicos,
que coordina los sectores energéticos de electricidad e hidrocarburos (además de
otros sectores estratégicos como comunicaciones y agua), realizó recientemente
un análisis de prospectiva y planificación a largo plazo. Dicho proyecto partió de
la revisión y actualización de información, hasta la elaboración de un plan
estratégico integrado; que a su vez partía de la demanda de energía, hasta la
oferta y los recursos energéticos, incluyendo algunos
75
aspectos económicos, ambientales e institucionales. Aún no se formalizan las estrategias planteadas y por lo tanto no se puede decidir formalmente cuál va a ser el marco institucional que implemente un sistema de planificación energética integral, permanente y continua.
Por otro lado, en el sector eléctrico existe una planificación sistemática, y el
CONELEC publica anualmente planes decenales de electricidad. En el caso de los
hidrocarburos, aunque existen metas y objetivos de mediano plazo, no se publican
sistemáticamente planes de desarrollo, como se hace en el caso de la energía
eléctrica. Sin embargo, analizando la matriz energética actual y la disponibilidad de
recursos energéticos del país, pueden visualizarse lineamientos estratégicos relevantes,
varios de los cuales ya se reflejan en decisiones adoptadas o consideradas por el
gobierno nacional, a través de diversas entidades.
Por el lado de la oferta, que es en lo que más se ha trabajado hasta el momento y
donde se están realizando grandes inversiones, las estrategias principales se
pueden sintetizar como sigue:
• Generación de electricidad: reducción de costos, energías limpias, reducción
drástica de las emisiones de GEI, eliminación total de las amenazas de
apagones:
– Aumentar sustancialmente la participación de la energía hidroeléctrica en la
generación: ya se han iniciado obras de gran envergadura que van en esa
dirección y que entrarán en operación entre el 2015 y el 2016, junto con la
mayor parte de otros proyectos de porte mediano.
– Los proyectos más significativos son Coca Codo Sinclair (1.500 MW), Paute-
Sopladora (487 MW), Toachi-Pilatón (253 MW), Minas-San Fran- cisco (276
MW): la incorporación de los nuevos proyectos significará un incremento
sustancial de la capacidad hidroeléctrica en los próximos años y conducirá a
una matriz energética que llegará a ser aproximadamente 90%
hidroeléctrica y 10% térmica.
76
– Impulso a la generación con energías renovables no convencionales: además de avanzar en los estudios sobre el potencial eólico y geotér- mico (ya existe un atlas de energía solar), ya están incluidos en el
“Plan Maestro de Electrificación” una planta geotérmica de 50 MW
y dos proyectos eólicos de 15 MW cada uno, previstos para el 2017. – La estrategia de generación hidroeléctrica continuará a largo plazo.
También deben iniciarse a la brevedad los estudios de nuevos proyectos que
podrán entrar en servicio a partir del 2020-21. Lo mismo sucederá con las
energías renovables no convencionales, aunque están en un espacio limitado
en función de las magnitudes de la demanda y de la instalación de plantas
hidroeléctricas. – Promover que se completen el marco regulatorio y la operación
sistemática a mayor escala del mercado regional andino.
A partir del 2016, la situación del Ecuador cambiará drásticamente,
pues pasará de importar toda su energía eléctrica d e Colombia, a
convertirse en exportador neto. Las magnitudes de los excedentes dependerán de la implementación de estrategias de eficiencia y sustitución por el lado de la demanda; aunque en todo caso habrá excedentes e incluso p o d r í a a m p l i a r s e la capacidad instalada
con fines de exportación.
• Petróleo: s u p l a z o d e p r o d u c c i ó n deberá ampliarse para mantener
un nivel de ingresos que permita encarar una transformación profunda de la
economía basada en una matriz energética sustentable:
– La identificación de nuevos prospectos para asegurar un suministro
sostenido a la refinación y a la exportación de petróleo es prioritaria. En ese
sentido, los planes se dirigen a la recuperación mejorada en campos
maduros en producción, el desarrollo y la explotación de campos en no
producción (excluido ITT).
– El proyecto de la Refinería del Pacífico se orienta hacia la estrategia de
cambiar la estructura de refinación para sustituir las importaciones de
derivados livianos e intermedios de alto valor de mercado y no exportar
presados a bajo precio.
77
• Biocombustibles: desarrollar un mercado a escala nacional para el etanol y biodiésel, para utilizar mezclas con combustibles:
– Ya se ha iniciado el proyecto de etanol en Guayaquil, con etanol de caña de azúcar producido en destilerías existentes en la industria azucarera.
– Próximamente se espera iniciar la producción de biodiésel de palma aceitera a escala nacional.
• Gas natural: aumentar la penetración del gas en la matriz energética en la
medida que la ampliación de reservas lo permita, y posteriormente
considerar la importación vía gasoductos o GNL:
– El gas natural libre del Golfo de Guayaquil, que alimenta a la Central de
Machala y a la industria en Cuenca, es un recurso no renovable. Por
lo tanto, puede llegar a agotarse si no se descubren nuevos prospectos. En
consecuencia, se debe considerar la construcción de un puerto de
descarga y una planta de regasificación de gas natural licuado, de
acuerdo con la penetración que el gas natural pueda tener en los
diferentes sectores.
– Un elevado porcentaje de gas natural asociado a la producción de
petróleo en el oriente se ventea, por lo que en el proyecto OGE se
prevé su utilización para la generación de electricidad.
Por el lado de la demanda, que es la parte de la matriz energética donde resta
más por hacer, las principales estrategias se deben orientar a adecuar la
estructura de consumo a la disponibilidad de recursos (sustitución entre
fuentes de energía) y lograr un uso más eficiente de la energía mediante nuevas
tecnologías y buenas prácticas operacionales, las principales estrategias
pueden sintetizarse como sigue:
• Transporte: es el mayor y creciente consumidor de energía. Existen
grandes oportunidades para mejorar su eficiencia y para utilizar
parcialmente energías renovables, tanto de manera directa
(biocombustibles) como indirecta, a través del uso de energía eléctrica
generada fundamentalmente con energía renovable:
– Impulsar un mayor uso del transporte público de pasajeros para favorecer el
descongestionamiento. Esta política deberá acompañarse de
78
regulaciones en materia de circulación vial de carga y pasajeros, así como en
el monitoreo de emisiones.
– Desarrollo de una red vial urbana acorde al crecimiento del parque vehicular en circulación, para evitar colapsos en las horas pico que induzcan a mayor consumo de combustibles y mayores emisiones.
– Estudiar y, en su caso, desarrollar alternativas ferroviarias para reemplazar parcialmente el transporte en camiones.
– Sustituir combustibles líquidos mediante el aumento de la penetración de vehículos híbridos y la introducción al mercado de vehículos eléctricos, así como de biocombustibles.
– Apoyar una industria nacional de producción, comercialización e importación de vehículos con motores más eficientes y nuevas tecnologías, tales como híbridos y eléctricos. Es importante que se consideren las características específicas del país y que aumente el desarrollo de la industria nacional metalmecánica.
– Sustituir GLP en taxis por gas natural comprimido (GNC) en la costa, así
como en otros tipos de vehículos; todo esto en función de la disponibilidad futura
de gas.
• Industria: es un sector consumidor importante con un potencial de
mejora en lo que respecta a la eficiencia, la cual no solo puede reducir sus
requerimientos al sistema energético, sino ganar más competitividad e
ingresos en los mercados, en función de mejoras energético-
ambientales como:
– Mejora en las tecnologías para producir calor. – Utilización de energías renovables, ya sea externas o generadas por
el proceso productivo (por ejemplo, residuos agrícolas) para producir calor directo o electricidad.
– Promover la cogeneración de energía y calor (vapor) o frío para hacer más eficiente el uso de las energías renovables o los
combustibles fósiles. – Diseño e implementación de programas de eficiencia energética y uso
de energías renovables, mediante una interacción directa con los
sectores productivos. – Sustitución de diésel y fuel oil por electricidad y gas natural (en la
medida que exista disponibilidad de gas nacional o importado).
79
• Sector residencial:
– Educación e información sobre mecanismos de ahorro de energía.
– Fomento para la comercialización de electrodomésticos etiquetados más eficientes.
– Sustitución de calentamiento de agua convencional por calentadores solares.
– Sustitución gradual de cocinas de GLP por cocinas eléctricas de alto rendimiento, a medida que el suministro de electricidad se amplíe. – Ampliar la cobertura del servicio eléctrico para alcanzar la meta de
universalidad del suministro, ya sea mediante ampliación de las redes de
distribución, la instalación de mini-redes abastecidas por energías renovables
(mini y pirco hidro, eólica, solar), o por suministro individual (paneles
fotovoltaicos). – Sustituir por GLP y electricidad el consumo de leña; o, en su defecto, hacerlo
más eficiente.
80
SECCIÓN 2: SITUACIÓN ACTUAL EN RELACIÓN A LOS OBJETIVOS SE4ALL
81
E
2.1 ACCESO A LA ENERGÍA EN RELACIÓN A LOS OBJETIVOS DE SE4ALL
11. PANORAMA GENERAL
n general el país se encuentra en una posición avanzada con respecto a los tres
objetivos SE4ALL. Con respecto al acceso a la energía, existen altos índices
de penetración de energías modernas para usos térmicos y alta cobertura del
servicio eléctrico. Así mismo, existe un amplio desarrollo de energías renovables
para generación de electricidad en base a proyectos hidroeléctricos existentes y
a otros en construcción.
De igual modo, se dispone de programas y proyectos para avanzar hacia la eficiencia
energética y al uso de recursos renovables por el lado de la demanda en los sectores
productivos, a fin de impulsar el avance en estos temas.
El último censo de población y vivienda realizado en el año 2010 brinda información
actualizada sobre las fuentes de energía utilizadas para cocción y sobre el
82
acceso a la energía eléctrica de la población urbana y rural. Con respecto a la fuente de energía utilizada para cocinar, los datos del censo indican que aún existe una cantidad significativa de hogares (sobre todo rurales) que utilizan leña o carbón.
La existencia de una cantidad importante de hogares que aún utilizan leña de manera ineficiente es relevante en función de los objetivos de SE4ALL, los cuales apuntan al acceso universal a energías modernas, independientemente de que las cantidades consumidas puedan tener poca incidencia con respecto a los totales nacionales.
En relación con el acceso a la energía eléctrica, la cobertura actual es elevada, pero todavía hay un camino por recorrer para alcanzar la meta de universalidad en el suministro. Aunque los niveles de cobertura aumentaron significativamente tanto en áreas urbanas como rurales, es necesario llegar a toda la población.
12. ENERGÍA MODERNA PARA APLICACIONES TÉRMICAS (COCCIÓN, CALENTAMIENTO DE AGUA)
El uso de energía térmica en los hogares se lleva a cabo, sobre todo, en la cocción de alimentos. Aunque en algunas ciudades de la sierra con climas más fríos grandes segmentos de población utilizan agua caliente para ducha, la magnitud de sus consumos es mucho menor que para cocción, según algunos estudios realizados en la Empresa Eléctrica Quito11.
La leña o carbón son utilizados habitualmente por el 0.7% de los hogares urbanos, 17.7% y 6.8% respectivamente en relación al total. Esto representa cerca de
260.000 hogares, 18.000 urbanos y 242.000 rurales. La distribución por provincias muestra una mayor concentración de hogares que usan leña en algunas provincias
de la costa, mientras que dicho uso es menor en las provincias amazónicas (Figura
28).
11 El censo del 2010 no capturó información sobre el uso de agua caliente para ducha, solamente lo hizo para la tenencia de instalaciones para bañarse, exclusiva o compartida.
Figure 28 Número de hogares que utilizan leña/carbón como combustible principal para
cocinar
83
Mientras el GLP se consume en un 32% en áreas rurales y en un 68% en áreas
urbanas, el uso de leña/carbón es de 91% en áreas rurales y de 9% en urbanas (Cuadros
10 y 11).
Así mismo, la fuente de energía predominante para cocinar es el GLP, que se
emplea en el 96.7% de los hogares urbanos y en el 80.7 % de los hogares rurales, lo
84
que arroja un resultado de 91% para la población total (Cuadro 12).
Cuadro 10 Número de hogares según la fuente principal de energía para cocinar
Gas (tanque
o cilindro)
Gas
centralizado
Electricidad
Leña,
carbón (*)
Residuos vegetales
y/o de
animales
Otro (Ej.
gasolina, keréx o
diésel etc)
No cocina
TOTAL
Rural 1.107.214 1.867 241.292 469 185 20.159 1.371.186
Urbano 2.347.562 11.961 14.356 17.924 46 260 47.253 2.439.362
TOTAL 3.454.776 11.961 16.223 259.216 515 445 67.412 3.810.548
Fuente: INEC, Censo Nacional de Población y
Vivienda 2010 (*) El censo no separa leña y carbón.
Cuadro 11 Distribución rural y urbano del uso de fuentes de energía para cocinar
Gas (tanque
o cilindro)
Gas
centralizad
o
Electricidad
Leña, carbón
Residuos
vegetales
y/o de
animales
Otro (Ej.
gasolina,
keréx o
diésel etc)
No cocina
TOTAL
Rural 32,0% 0,0% 11,5% 93,1% 91,1% 41,6% 29,9% 36,0%
Urbano 68,0% 100,0% 88,5% 6,9% 8,9% 58,4% 70,1% 64,0%
TOTAL 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%
Fuente: INEC, Censo Nacional de Población y Vivienda 2010 (*) El censo no separa leña y carbón.
Cuadro 12 Número de hogares según la fuente principal de energía para cocinar
(Porcentajes)
Gas (tanque
o cilindro)
Gas
centralizad
o
Electricidad
Leña, carbón
Residuos
vegetales
y/o de
animales
Otro (Ej.
gasolina,
keréx o diésel
etc)
No cocina
TOTAL
Rural 80,7% 0,0% 0,1% 17,6% 0,0% 0,0% 1,5% 100,0%
Urbano 96,2% 0,5% 0,6% 0,7% 0,0% 0,0% 1,9% 100,0%
TOTAL 90,7% 0,3% 0,4% 6,8% 0,0% 0,0% 1,8% 100,0%
Fuente: INEC, Censo Nacional de Población y Vivienda 2010 (*) El censo no separa leña y carbón.
13. ACCESO A LA ENERGÍA ELÉCTRICA
a. Acceso físico: cobertura del servicio
85
eléctrico
La cobertura del servicio eléctrico es del 96.2% (96.1% red y 0.1% panel solar) en
viviendas urbanas y del 88.2% en viviendas rurales (88.0% red y 0.2% panel), lo que
resulta en un 93.4% (93.2% red de distribución y 0.2% panel solar) para el total de
viviendas del país. Las viviendas sin ningún tipo de servicio eléctrico representan el
2.2% del total en área urbana y el 10.5% de las viviendas rurales, lo cual resulta en un
5.2% para todo el país. Esto significa, en términos absolutos, que cerca de 196.000
viviendas no tienen electricidad en el país, donde 54.000 están en zonas urbanas y
142.000 en rurales (Figura 29).
Figure 29 Número de viviendas sin acceso a la energía eléctrica
86
La distribución geográfica de las viviendas sin electricidad muestra a grandes
87
rasgos que las mismas se distribuyen en su mayoría no solo en provincias de costa y
sierra, sino también en algunas provincias amazónicas.
Históricamente, la cobertura del servicio eléctrico creció sostenidamente en la década pasada, hasta llegar al 93.4% (porcentaje medido en el censo de población y vivienda 2010, Figura 30).
Figura 30 Evolución histórica de la cobertura del servicio
eléctrico
b. Participación de las energías renovables en la matriz de generación eléctrica
El aumento de la cobertura eléctrica hasta alcanzar el acceso universal es
ambientalmente sostenible, ya que el 90% o más de la energía eléctrica se generará
por centrales que utilicen energías renovables, principalmente hidroelectricidad
(Figura 31).
Figure 31 Generación de electricidad fuertemente hidroeléctrica.
88
c. Calidad de servicio
La calidad del servicio técnico se mide por la frecuencia media de interrupción por KVA instalado (FMIk) y el tiempo total de interrupción (TTIk). La mayoría de las empresas distribuidoras de energía eléctrica no cumplen con los requisitos mínimos de calidad de servicio-producto establecidos en las normas vigentes. Esto se puede apreciar claramente en la Figura 32, que ejemplifica el caso del tiempo total de interrupción (TTlk). La misma situación se aprecia en el caso de la FMllk12, aunque con variantes en el orden de las empresas que no cumplen.
Figura 32 Tiempo total de interrupciones al 2010
89
El problema de la eficiencia se está encarando, y se espera tener resultados tangibles
a corto plazo, aunque existen algunas dificultades en ese sentido13.
12 Según indica el CONELEC en el PME 2012-2021, “El promedio de interrupción en el 2010 está alrededor de 33 horas al año, mientras que lo permitido por el ente regulador es de 8 horas. Los índices presentados reflejan los reportes de las distribuidoras, los cuales no siempre se ajustan a la realidad, debido a la dificultad de llevar el registro de los indicadores de calidad técnica. Por lo tanto, en algunos casos la situación real es peor que la descrita en los gráficos”.
90
Se planea intensificar el aporte de recursos para alcanzar los niveles de calidad de
servicio y producto establecidos en las normas. Al mismo tiempo, se realizará la
supervisión necesaria para verificar el cumplimiento de las mismas y de ser necesario
se aplicaran las penalizaciones correspondientes.
Por otro lado, es necesario considerar que en ciertos casos de sistemas aislados con
soluciones off-grid, como por ejemplo paneles fotovoltaicos, los parámetros de
calidad de servicio no pueden ser los mismos que los que se aplican a las redes
interconectadas.
d. Precios y subsidios
Este es un tema sensible que puede ser una barrera tanto para la sostenibilidad
económica del suministro de energía a largo plazo, como para la economía en
general, debido al peso de los subsidios en las finanzas públicas y en la economía.
Específicamente en relación a los objetivos SE4ALL, los subsidios constituyen una
barrera importante para la eficiencia energética y el uso de energías renovables en
los sectores productivos. Aunque en algún momento podrían afectar indirectamente
a los objetivos de acceso a la energía y a la generación eléctrica con energías
renovables no convencionales, este no es un riesgo real, pues existen garantías
suficientes para la sostenibilidad de los programas de inversión relativos al acceso a
la energía, así como para los contratos de generación privada con energías
renovables.
El 92% del consumo de GLP a nivel nacional sucede en el sector residencial. El gas de
uso doméstico está subsidiado solamente para cocción, y se excluye el uso para
calentamiento de agua. Sin embargo, la imposibilidad real de ejercer un control
sobre el consumo al interior de los hogares, hace que este también se use para
calentar agua en una proporción importante.
13 El PME 2012-2021 señala: “Debido a las limitaciones en la asignación de recursos económicos para la ejecución de proyectos de la expansión y mejora de las redes de distribución, en la actualidad existen problemas en la calidad del suministro de energía eléctrica, los cuales afectan a toda la sociedad. Esto se debe a que las distribuidoras no cuentan con sistemas de información sobre los clientes asociados a la red eléctrica, por lo tanto, cuando hay una interrupción no es posible conocer el número y tipo de clientes afectados. Se estima que estas fallas tienen un impacto importante en el sector productivo, lo que a su vez influye directamente en el desarrollo del país”.
91
El subsidio al GLP no está focalizado y se aplica a todo el gas comercializado por las 11 distribuidoras que operan en el país. La distribución mayorista está a cargo de Petroecuador. De esta manera, los sectores de ingreso medios, altos y muy altos (no solamente los segmentos de bajos ingresos), pueden comprar el GLP a 1.60 US$ por cilindro de 15 Kg. Aún incluyendo algún sobrecosto por entrega a domicilio, el precio no pasa de US$ 2 a 2.2 por cilindro. Cabe señalar que el aporte del Estado se realiza a nivel mayorista.
Se estima que la magnitud total del subsidio al GLP oscila en alrededor de 600
millones de dólares anuales. Así, en el caso del Ecuador, alcanzar el objetivo SE4ALL, que coincide con el objetivo del gobierno; es decir, la universalidad de suministro de fuentes modernas de energía para cocción ambiental, social y económicamente sostenible, implica no solamente sustituir mejorar la eficiencia en el uso de fuentes de energía ineficientes y contaminantes, sino también sustituir el GLP por energía eléctrica. Para ello, el MEER diseñó un plan de sustitución de GLP por electricidad, el cual se explicará más adelante.
Con respecto a las tarifas eléctricas, el Mandato Constituyente No.15 emitido en
julio del 2008 establece en su Artículo 1 que: “El Consejo Nacional de Electricidad -
CONELEC- […] aprobará los nuevos pliegos tarifarios para establecer la tarifa única
que las empresas eléctricas de distribución deben aplicar para cada tipo de consumo
de energía eléctrica […] Estos parámetros eliminarán el concepto de costos
marginales para el cálculo del componente de generación; y no se considerarán los
componentes de inversión para la expansión en los costos de distribución y
transmisión. Los recursos que se requieran para cubrir las inversiones en generación,
transmisión y distribución serán cubiertos por el Estado y constarán
obligatoriamente en su Presupuesto General, deberán ser transferidos
mensualmente al Fondo de Solidaridad y se considerarán aportes de capital de
dicha Institución”
El Artículo 2 establece que: “El Ministerio de Finanzas cubrirá mensualmente las
diferencias entre los costos de generación, distribución, transmisión y la tarifa única
fijada para el consumidor final determinada por el CONELEC; para tal efecto, el
Ministerio de Finanzas deberá realizar todos los ajustes presupuestarios pertinentes
que permitan cumplir con este Mandato.
Los precios medios de la energía eléctrica se han mantenido relativamente estables a
92
partir del 2003 (Figura 33). Cabe señalar que existe una tarifa especial para los
consumos menores a 110 KWh/mes en la sierra, y a 130 KWh/mes en el resto del país,
en donde se aplica la “Tarifa de la Dignidad”, de 4 centavos de dólar por KWh. Para el
resto de los consumos se aplican las tarifas vigentes por categorías y rango de
consumo en los diferentes sectores: residencial, comercial e industrial.
Los precios medios no alcanzan para cubrir los costos actuales del suministro, por lo
que existe un déficit tarifario que el gobierno nacional cubre cada mes, a través del
Ministerio de Finanzas y tal como lo establece en Mandato 15.
Figura 33 Precios medios de la energía
eléctrica
93
94
Dentro de un tiempo, con los nuevos proyectos hidroeléctricos el costo medio de
generación caerá sustancialmente, ya que la generación térmica estará limitada. Es
así como, según cálculos realizados por CONELEC y presentados en el PME 2012-
2021, el costo medio de generación, transmisión y distribución quedará por debajo
del precio medio de la energía.
Con este hecho se generaría un superávit tarifario que se podría equilibrar hacia el
2020-2021. En los próximos años, mientras continúan los desembolsos para las
inversiones en proceso, el déficit tarifario aumentaría; y para el 2014 llegaría a un
nivel máximo de 670 millones de US$.
14. ENERGÍA MODERNA PARA USOS PRODUCTIVOS
Con respecto a usos productivos en los sectores rurales o urbanos marginales (talleres
pequeños, artesanías, comidas, etc.) no se dispone de información detallada. Al igual que
ocurre con las empresas, es necesario verificar en CONELEC si existen estimaciones de
consumos. En general, la población rural trabaja en los sectores agrícola, ganadero,
maderero, pesca, turismo y otros. La población urbano-marginal trabaja en servicios, el
comercio, artesanía y actividades informales. De esta manera, el tema de la energía
moderna para usos productivos es parte del acceso a la energía eléctrica; al
aumentar la cobertura, la población beneficiaria no solamente cuenta con energía
para uso en el hogar, sino también para sus actividades productivas.
Solo existen unos cuantos análisis sobre el consumo energético en estas
actividades; Tales brechas informativas dificultan la medición de ineficiencias,
aunque algunos indicadores muestran de manera general ciertos indicios, como se
verá más adelante. A modo de referencia, puede señalarse que en base a la
Encuesta de Minería y Manufactura realizada por el INEC (Instituto Nacional de
Estadística y Censos), y tomando en cuenta el gasto en electricidad y el uso de
combustibles en el 2008, la estimación del consumo energético por división CIIU
(Clasificación Industrial Internacional Uniforme) indicaría que los principales
subsectores consumidores serían: Alimentos y Bebidas (45%), Otros Productos
Minerales no Metálicos (28%), Papel y Productos de Papel (7%) y Textiles (6%)14.
95
Por otro lado, los sectores productivos y de servicios (incluyendo el transporte en
general) tienen acceso a fuentes modernas de energía, y no se registran
dificultades significativas en la cadena de suministro.
En este caso se repite el tema de los subsidios, ya que el diésel, empleado en primer
lugar en transporte y en segundo por la industria y agroindustria, también está
fuertemente subsidiado. El precio interno fijo está entre una cuarta y una tercera parte
del que debería aplicarse si se consideran los costos de importación incurridos por
Petroecuador. El subsidio a la gasolina es menor y el precio se encuentra entre un 50%
y 80% del costo de importación.
2.2 EFICIENCIA ENERGÉTICA EN RELACIÓN A LOS OBJETIVOS DE SE4ALL
15. PANORAMA GENERAL
La falta de información sistemática sobre consumos de energía dificulta conocer la
situación real de la eficiencia energética en el país, tanto en el sector residencial,
como en los sectores productivos y de servicios desagregados por rama de actividad
económica. Tampoco resulta fácil establecer metas precisas para cada tipo de
actividad económica.
El MEER tiene entre sus proyectos realizar los estudios de campo necesarios para cubrir
estos vacíos de información, aunque no incluye el sector transporte. El tema de la
información y el posterior diseño y ejecución de programas podría ser objeto de algún
tipo de esquema de cooperación dentro de la iniciativa SE4ALL. Con la información
disponible al momento solo pueden obtenerse algunas conclusiones generales, las
cuales están limitadas al análisis de algunos indicadores, algunos de ellos se
presentan a continuación.
14 Diseño del “Plan de Ahorro de Energía de los Sectores Residencial, Público e Industrial del Ecuador”.
Consorcio CREARA-ENERPRO. Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER). Enero de 2012.
16. INTENSIDAD ENERGÉTICA: ALGUNOS INDICADORES
96
a. Indicadores globales
En las Figuras 34 a 36 se presentan algunos indicadores referentes a la vinculación
global entre consumo de energía y crecimiento de variables económicas agregadas.
Dichos indicadores, así como los sectoriales que se presentan en el siguiente capítulo,
se comparan con los de América latina y el Caribe (ALC), solo para efectos
ilustrativos.
Figura 34 Consumo energético per-cápita vs PIB
per-cápita
97
Figura 35 Intensidad energética de la economía
Figura 36 Consumo Energético vs. Formación Bruta de Capital Fijo
98
Los indicadores generales solo permiten establecer indicios de un comportamiento.
Si se observa el consumo energético per-cápita en función del PIB per-cápita, en el
caso de Ecuador puede verse un comportamiento creciente, aunque con más
variabilidad que lo que muestra la tendencia de ALC.
Se percibe un paralelismo notable entre el comportamiento de Ecuador con el de
ALC. Por otro lado, la tendencia decreciente parecería indicar una mejora
importante en la eficiencia global del sistema socioeconómico. Sin embargo, el
consumo energético crece más que proporcionalmente que el crecimiento de la
Formación Bruta de Capital Fijo (FBCF), el ajuste responde a una función potencial,
con curvatura inversa al ajuste logarítmico LAC.
La FBCF es una medida del acervo de capital y la incorporación de tecnología; el
aumento de ésta debería realizarse a base a activos (equipamientos) más eficientes.
El comportamiento en el caso de Ecuador sugiere exactamente lo contrario, a
medida que la FBCF crece, el consumo de energía aumenta en forma más que
proporcional.
99
b. Indicadores sectoriales
Un comportamiento similar al que se describió anteriormente se observa en el caso
del consumo energético del transporte, el cual crece de manera más que
proporcional con respecto al PIB (Figura 37). Sin embargo, en este caso su intensidad
energética es francamente creciente (Figura 38), lo que en buena medida confirma el
indicio de ineficiencia.
Figura 37 Consumo energético del transporte vs
PIB total
100
Figura 38 Intensidad energética del transporte
En el caso de la industria, la intensidad energética muestra un comportamiento primero decreciente y luego creciente. En lo que respecta al consumo total de este sector, este es nítidamente creciente en función del crecimiento del Valor Agregado Bruto (VAB) del sector, en donde no hay ninguna señal de desconexión entre
consumo energético y generación de valor agregado (Figuras 39 y 40). La
intensidad energética de la industria en ALC es claramente creciente, aunque no necesariamente refleja mayores ineficiencias, sino cambios en la estructura económica. En total son 26 países entre los cuales hubo desarrollo de actividades intensivas en energía.
Figura 39 Intensidad energética de la industria
101
Figura 40 Consumo energético industrial vs. VAB industrial
En el sector residencial puede apreciarse un indicio relativamente claro de ineficiencia al analizar el comportamiento del consumo residencial por habitante, en
102
función de un agregado económico (que es el gasto de las familias, también por habitante, Figura 41). El comportamiento medio de ALC indica una desconexión entre los niveles y el consumo de energía; es decir, a medida que los ingresos de la población crecen, también lo hace el gasto familiar por persona. No obstante, el consumo de energía prácticamente no crece, e indica una mejora de built in, pues se incorporan aparatos de consumo que cada día son más eficientes y están disponibles en el mercado.
En el caso del Ecuador, el comportamiento histórico es totalmente inverso. El
consumo residencial crece a medida que el gasto familiar aumenta. Solo hasta los
últimos cinco años se ha observado una estabilización y esto posiblemente se debe
a que las mejoras tecnológicas en los aparatos de uso doméstico se introdujeron al
mercado con retraso.
Figura 41 Consumo residencial per-cápita vs gasto de los hogares
per-capita
103
En base diferentes factores, tales como estos indicadores generales, estudios efectuados anteriormente y algunas experiencias internacionales, se considera que al momento no podría establecerse un ahorro potencial de energía en los sectores residencial, industrial y transporte. Solamente podrían proponerse objetivos prudentes y razonables para mejorar la eficiencia a largo plazo (por ejemplo, dentro de un rango amplio entre 15% y un 30%, según los sectores y subsectores en el caso residencial, transporte e industria). Dichos objetivos deberían confirmarse o modificarse cuando la información necesaria se genere mediante datos de los propios consumidores, y no de las ventas globales de las empresas eléctricas, petroleras y gasíferas. Cabe señalar que el estudio de usos finales de energía que realizará el MEER ha contemplado implementar esta medida.
2.3 ENERGÍA RENOVABLE EN RELACIÓN A LOS OBJETIVOS DE SE4ALL
17. PANORAMA GENERAL
Con respecto a la energía renovable, es conveniente considerar tanto la energía
convencional, como la no convencional. De igual modo, en lo que respecta al modo
de utilización, hay que considerar la generación eléctrica on-grid y off-grid, así
como la producción de calor y cogeneración en los sectores de consumo.
Con el objeto de ordenar y clarificar algunos conceptos, en el Cuadro 13 se
presenta una síntesis de los tipos de energía renovable, aplicaciones, usos y
estado actual de desarrollo.
Cuadro 13 Tipo de energía renovable, aplicaciones y estado de
desarrollo en el país
Tipo de energía renovable
Aplicación
Grado de desarrollo
Hidroeléctrica
Generación eléctrica
On-grid
Generación 90% hidroeléctrica a
partir del 2016
104
Convencional
Biocombustibles
Consumo final
Transporte
Incipiente, etanol en
Guayaquil, biodiésel en
proceso
Leña
Consumo final
Uso doméstico cocción
fogón abierto
Utilizada aún por 260.000 hogares (sustitución)
105
No convencional
Geotérmica
Generación eléctrica
On-grid
Prospección de recurso detenida
por 20 años, se retomó
recientemente
Hidro menor a 50 MW
Generación eléctrica
On-grid
Existen algunas plantas hidráulicas
conectadas a la red vendiendo
excedentes (Ej. Sibimbe) y otras en
construcción. Está la regulación de
precios, hay que impulsar el
desarrollo de proyectos
Eólica
Generación eléctrica
On-grid
2.4 MW instalados y tres
plantas incluidas en el plan
Off-grid Nada
Paneles fotovoltaicos
Generación eléctrica
On-grid
(generación
distribuida)
Galápagos
Off-grid (uso
doméstico y
productivo rural)
Importante en energización
rural dispersa
Solar termoeléctrica Generación eléctrica “on-
grid”
On-grid Nada
Biomasa
Biogas
Generación eléctrica
on-grid y off-grid
Nada
Calor para usos finales Nada
Residuos
agrícolas y
forestales
Calor para usos finales
Se conocen algunos casos (Ej.
Contrachapados ENDESA), falta
informa de otros posibles
Cogeneración
on-grid y off-grid
Existen algunos casos (Ej.
Ecoelectric, San Carlos, otros),
falta información de otros
posibles Leña "no convencional"
Uso doméstico, cocción en cocinas eficientes
Nada
Fuente: Elaboración
propia.
Las celdas en el cuadro anterior indican las energías renovables y aplicaciones en las
que se considera que habría que concentrar más esfuerzo. Particularmente, deben
ser prioritarias la sustitución de la leña “convencional” por energías modernas como
GLP, así como la posterior introducción de estufas eléctricas eficientes.
Así mismo, los paneles fotovoltaicos en clientes conectados a la red deberían
difundirse en mayor medida, pues los costos unitarios caen sustancialmente a lo
largo del tiempo. C a b e s e ñ a l a r q u e hay experiencias c o n empresas
eléctricas de USA y Europa que compran excedentes de los usuarios, que son
equivalentes a la generación distribuida.
106
El desarrollo del recurso eólico también debería intensificarse, comenzando por la
elaboración de un mapa eólico que permita determinar la magnitud del recurso y la
localización de los sitios de mayor interés y, de esta manera, contar con un catálogo
de potenciales proyectos.
18. ENERGÍA RENOVABLE ON-GRID Y OFF-GRID
Con respecto a las energías renovables no convencionales para generación de
electricidad, recientemente se abrió un espacio para la inversión privada para
generación con energía renovable no convencional (ERNC). El fin es actuar
sobre un 6% de la capacidad instalada del sistema nacional y también en
centrales hidroeléctricas pequeñas y medianas, de hasta 50 MW.
La generación privada está regida por las Regulaciones del CONELEC
002, 003 y 004 del año 2011, las cuales se detallan a continuación.
107
a. Regulación 002/2011 “Excepcionalidad para la participación privada en la generación eléctrica”
La Regulación 002/2011 determina los principios y parámetros que permiten aplicar los casos de excepción para la participación privada en la generación de electricidad, definidos en el párrafo segundo del artículo 2 de la Ley del Régimen del Sector Eléctrico, según la reforma establecida en el Código Orgánico de la Producción15. Cabe señalar que dicho Código establece también incentivos tributarios para los equipos para energías renovables y eficiencia energética.
En sus alcances, la Regulación 002/11 determina dos casos de
excepcionalidad: 1) Que es necesario y adecuado satisfacer el interés público, colectivo o general a través de la inversión privada en generación eléctrica; y 2)
Que empresas públicas no pueden cubrir la demanda del servicio eléctrico.
También se califica como necesario y adecuado la promoción de generación
eléctrica mediante el uso de ERNC para satisfacer el interés público, colectivo,
entre otros.
Así mismo, esta regulación establece tres posibilidades para la participación
privada: 1) Proyectos para el cubrimiento de la demanda y reserva de generación
incluidos en el “Plan Maestro de Electrificación” (PME); 2) Proyectos propuestos
por la iniciativa privada no incluidos en el PME; y, 3) Proyectos para
autogeneración.
Con respecto a la primera opción, la Regulación 002/2011 señala que en el PME
constarán los proyectos que se llevarán a cabo tanto por el Estado, como por
aquellos que se delegarán a la iniciativa privada para su construcción y explotación.
15 La Disposición Reformatoria Cuarta del Código Orgánico de la Producción, Comercio e Inversiones dispone agregar un párrafo adicional al artículo 2 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico: “El Estado podrá delegar la prestación del servicio de energía eléctrica en sus fases de generación, transmisión, distribución y comercialización a empresa mixtas en las cuales tenga mayoría accionaria. De forma excepcional, podrá otorgar delegaciones a la iniciativa privada y a la economía popular y solidaria para la prestación del servicio público de energía eléctrica, en cualquiera de los siguientes supuestos: 1) cuando sea necesario y adecuado para satisfacer el interés público, colectivo o general; o, 2) cuando la demanda del servicio no pueda ser cubierta por empresas públicas”
108
En el segundo caso, establece la posibilidad de que la iniciativa privada pueda proponer al CONELEC el desarrollo de proyectos de generación que no consten en el PME, en donde señalará las condiciones mínimas que los proyectos deberán cubrir, así como los pasos a seguir para la calificación, negociación y otorgamiento del “Título Habilitante”16.
b. Regulación 003/2011 “Determinación de la metodología para el cálculo del plazo y de los precios referenciales de los proyectos de generación y autogeneración”
La Regulación 003/2011 define la metodología para la determinación de los plazos y precios a
aplicarse para los proyectos de generación y autogeneración desarrollados por la iniciativa
privada, incluyendo aquellos que usen energías renovables.
Los alcances de esta Regulación se refieren a establecer: 1) La metodología para la
determinación de los plazos a aplicarse en los “ Títulos Habilitantes”; 2)La
metodología para la determinación del precio de reserva que se aplicará en los
procesos públicos de selección para la adjudicación de los proyectos de generación,
los cuales consten en el PME y que el Estado haya delegado a la iniciativa privada;
3) La metodología para la determinación del precio referencial a aplicarse en el
proceso de negociación para la adjudicación de los proyectos de generación, los
cuales no consten en el PME y que hayan sido propuestos por la iniciativa privada; 4)
Los plazos a aplicarse en los “Títulos Habilitantes” que el CONELEC otorgue a los
autogeneradores y a los proyectos de generación que 16 Regulación 002/11, Artículo 5: Proyectos propuestos por la iniciativa privada. La iniciativa privada puede proponer al CONELEC el desarrollo de proyectos de generación que no consten en el PME. El CONELEC analizará los proyectos presentados, de cuyo proceso se deriva una acción de aceptación o rechazo. Para su aceptación se considerarán lo siguientes aspectos: 1) que los estudios presentados sean a nivel de pre factibilidad; 2) que el proyecto propuesto no conste en el “Plan Maestro de Electrificación” – PME; 3) que se optimice el uso del recurso natural para generación eléctrica y que no se afecten los proyectos que consten en el PME; 4) que el costo de las centrales de generación no sea superior a los costos promedios estipulados en los contratos regulados para cada tipo de tecnología; 5) que el cálculo de la energía firme o energía garantizada esté técnicamente sustentado. Si el proyecto es aceptado por el CONELEC, una vez verificados que se cumplan los requisitos detallados, se determinarán los precios y plazos para el mismo, sobre la base de la aplicación de la normativa específica y del estudio de factibilidad que posteriormente debe presentar el interesado. Los valores así determinados se reservarán y constituirán la referencia como valores máximos a aceptarse para el proceso de negociación. Una vez terminado el proceso de negociación entre el CONELEC y el proponente, y de haberse llegado a un acuerdo entre las partes respecto a los precios y plazos a considerarse en los contratos regulados, el proponente continuará con el trámite para la consecución de las autorizaciones para el uso de recursos naturales, permisos ambientales y todo lo que se requiera para la ejecución del proyecto. El CONELEC, una vez revisada y aceptada la documentación adicional requerida de acuerdo a la normativa vigente, procederá a otorgar el “Título Habilitante” correspondiente, mismo que le facultará como agente generador a suscribir los contratos regulados.
109
usen energías renovables, desarrollados por la iniciativa privada; 4) Los precios con
los que se podrán comercializar los excedentes de energía de los autogeneradores y
la energía proveniente de los proyectos de generación que usen fuentes renovables
en el sector eléctrico.
Para la determinación de los plazos de los proyectos de generación que utilizan
energías renovables, y que no cumplan con las características técnicas que les
permita acogerse a la Regulación para el incentivo de este tipo de proyectos (se
refiere a la Regulación 004/2011), o que hayan decidido no acogerse a la
Regulación aun cumpliendo con las características técnicas; se deberá aplicar lo
dispuesto en esta Regulación 002/2011, en su Anexo II.
La Regulación 003/11 también establece que el CONELEC determinará los precios para:
1) Cada proceso público de selección de los proyectos de generación delegados a la iniciativa privada, que consten en el PME;
2) Cada proceso de negociación de los proyectos de generación propuestos y
delegados a la iniciativa privada; 3) Proyectos de generación que usen energías renovables y que se acojan a la
Regulación para el incentivo de este tipo de proyectos (004/2011); 4) La
comercialización de los excedentes de energía de los proyectos de autogeneración. En
términos generales, la metodología para el establecimiento de precios y plazos se
basa en criterios financieros de retorno sobre la inversión.
Para el cálculo del precio referencial para los proyectos de generación delegados a la
iniciativa privada, se utilizará la información de los estudios de factibilidad
considerados en el PME. Sobre esta base se estiman los flujos financieros con los
que se determina el precio que permita recuperar la inversión, reconociéndole una
rentabilidad y aplicando el plazo determinado por el CONELEC para el tipo de
tecnología y rango de potencia al que corresponda al proyecto. El precio que resulte
del cálculo realizado por el CONELEC se utilizará como precio referencial en el
proceso público de selección.
Por otro lado, en cuanto al cálculo del precio de referencia de los proyectos de
generación propuestos por la iniciativa privada y que no consten en el PME, se
utilizará la información de los estudios de factibilidad realizados por el proponente.
A esta información se aplicará la metodología determinada en la Regulación
003/2011, Anexo III. El valor que resulte del cálculo realizado por el CONELEC se
utilizará como precio de referencia en el proceso de negociación.
110
El precio que se reconocerá a los proyectos de generación que usen energías renovables y que se acojan a la Regulación para el incentivo de este tipo de proyectos, será el determinado en dicha Regulación (Regulación 004/2011).
Para los proyectos de generación que utilizan energías renovables y que no cumplan con las características técnicas que les permita acogerse a la Regulación para el incentivo de este tipo de proyectos, o que hayan decidido no acogerse a dicha Regulación aún si cumplen con las características técnicas, se aplicará la metodología definida en el ANEXO III de la Regulación 002/11.
c. Regulación CONELEC 004-11 “Tratamiento para la energía producida con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales”
La Regulación CONELEC 004-11 establece los requisitos y los precios preferentes de
la energía para proyectos de energías renovables no convencionales (Cuadro 14).
También fija las condiciones para las centrales hidroeléctricas menores a 50 MW,
conectadas a la red o en sistemas aislados.
Cuadro 14 Precios de la energía regulación
CONELEC 004-11
CENTRALES
Territorio Continental
Territorio Insular de Galápagos
ERNC
EÓLICAS 9.13 10.04
FOTOVOLTAICAS 40.03 44.03
SOLAR TERMOELÉCTRICA 31.02 34.12
CORRIENTES MARINAS 44.77 49.25
BIOMASA Y BIOGÁS< 5 MW 11.05 12.16
BIOMASA y BIOGÁS > 5 MW 9.60 10.56
GEOTÉRMICAS 13.21 14.53
HIDROELÉCTRICAS MENORES A 50 MW
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS HASTA 10 MW 7.17
111
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS MAYORES A 10 MW HASTA 30 MW 6.88
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS MAYORES A 30 MW HASTA 50 MW 6.21
Fuente: Regulación CONELEC 004/2011.
112
Los precios para las ERNC indicados en el cuadro anterior son fijos durante todo el período contractual, sin ningún tipo de reajuste por inflación. Éstos fueron establecidos por el CONELEC con base a parámetros internacionales. En el futuro se aplicarán metodologías con base a tasas de retorno sobre la inversión, calculadas mediante flujo de caja a futuro. Esto es similar a lo que ya se utiliza para otras fuentes de generación privada (como la establecida en la Regulación 003/11).
Los precios para las hidroeléctricas menores a 50 MW se determinaron con un
modelo matemático en base al flujo de fondos y al retorno sobre la inversión, para
plantas con distintos niveles de inversión y características operativas (factor de
planta, por ejemplo).
El Artículo 6.3 de la Regulación 004/11 establece: “El CENACE despachará, de
manera obligatoria y preferente, toda la energía eléctrica que las centrales que
usan recursos renovables no convencionales entreguen al sistema, hasta el
límite del 6%, de la capacidad instalada y operativa de los generadores del
Sistema Nacional Interconectado, según lo establecido en la Regulación
complementaria del Mandato 15. Para el cálculo del límite se consideran todas
las centrales renovables no convencionales que se acojan a esta regulación, a
excepción de las hidroeléctricas menores a 50 MW, las biomasas y las
geotérmicas, las cuales no tendrán esta limitación”.
El límite de 6% sobre la capacidad instalada para la generación con ERNC es
naturalmente dinámico y los MW máximos a contratar varían a medida que la
capacidad instalada crece. Tal porcentaje fue establecido en base a criterios de
impacto sobre las finanzas públicas, el cual busca mantener el aumento del aporte
del Estado dentro de límites aceptables, tal y como lo establece el Mandato
Constituyente 15. Dicho aporte se produciría en virtud de los costos mayores de la
generación con ERNC.
La vigencia de los precios preferentes es al plazo de 15 años, a partir de la firma
del “Título Habilitante”, si es que éste se ha firmado antes del 31 de diciembre de
2012. Luego de que el período de vigencia haya concluido, los precios para las
ERNC se establecerán en función de las regulaciones vigentes en ese momento.
Para las centrales hidroeléctricas menores a 50
113
MW se pagará un promedio del precio de contratos regulados de unidades de generación en operación, el cual deberá ser correspondiente a la tecnología
vigente para esa fecha.
En el caso del año 2013, el Artículo 9 señala que “Para aquellos proyectos cuyos
contratos se suscriban, o haya un incremento de capacidad, deben modificarse a
partir del año 2013. El CONELEC realizará una revisión de los precios de la energía
y de su periodo de vigencia; precios que serán aplicables únicamente para los
casos antes señalados a partir de ese año y por un período de vigencia que el
CONELEC definirá en esa fecha”. La metodología para establecer dichos precios la
establecerá CONELEC.
También cabe señalar que, en su artículo 13, la Regulación 004/11 establece: “la
obligación de las empresas públicas, sujetas a la Ley Orgánica de Empresas
Públicas y que se acogen a la Regulación No CONELEC - 004/11, deben
implementar programas para el “Estado del Buen Vivir Territorial” en las zonas en
donde se desarrollen proyectos de generación. Tales programas deben estar en
conformidad con las políticas y normativas emitidas por el Gobierno Central.
Dichas empresas “crearán para el efecto una «Cuenta para el Estado del Buen Vivir
Territorial», que permitirá cubrir los gastos de responsabilidad social en favor de los
gobiernos autónomos descentralizados que se encuentren dentro de sus áreas de
influencia”. Las mismas deberán realizar aportes según cada tipo de proyectos:
“deberán destinar recursos para el “Estado del Buen Vivir Territorial” a través de la
creación de una cuenta plenamente identificada dentro del sistema de cuentas de
la empresa. Para este fin, esta cuenta se alimentará a través de una fracción de los
ingresos por venta de energía…”
114
d. Mecanismos de pago para proyectos ERNC
De acuerdo con las regulaciones vigentes, el Centro Nacional de Control de Energía,
CENACE, es el encargado de establecer los montos de energía a ser facturados
mensualmente por los generadores privados sujetos a despacho (mayores a 1 MW)
en el marco de la Regulación 004/11, y en base a los precios preferentes
establecidos.
Todo el sistema eléctrico en su conjunto asume estos costos de generación privada
con ERNC. En consecuencia, dichos costos se prorratean por el CENACE entre todas
las distribuidoras. De este modo se indica a cada generador privado los montos a
facturar mensualmente a cada una de ellas. En el caso de los generadores menores
a 1MW no sujetos a despacho y a los generadores que se encuentran en el marco de
la Regulación 003/11, estos deben facturar directamente a las distribuidoras
involucradas.
El mecanismo de pago de las empresas es a través de fideicomisos, administrados
por entidades financieras. Todas las empresas distribuidoras existentes cuentan con
fidecomisos, en general administrados por entidades especializadas de la Banca, por
ejemplo, el Banco de Guayaquil y Banco del Pichincha, que son bancos privados, y el
Banco del pacífico, actualmente controlado por el Estado.
Toda la recaudación de cada una de las empresas distribuidoras de energía eléctrica
ingresa automáticamente a los respectivos fideicomisos. La generación privada
mediante ERNC tiene una alta prioridad en la prelación de pagos de los fideicomisos,
estando en segundo lugar luego de las interconexiones internacionales. De este
modo, la generación privada tiene un mecanismo de pago independiente y, al
mismo tiempo, una prioridad de pago que asegura el cobro de la facturación, aún
en una eventual situación de crisis financiera.
e. Respuesta de la iniciativa privada
La Regulación CONELEC 004/11 fue emitida en abril del 2011. Para el
29 de noviembre el 2012 el cupo para ERNC había ya se había asignado en su totalidad, como se aprecia en el Cuadro 15, que presenta la información de
115
CONELEC al respecto e indica una reacción muy positiva del sector privado.
Cuadro 15 Participación privada en proyectos de generación eléctrica con ERNC
Descripción
Indicador
Potencia total instalada operativa en el Sistema Nacional Interconectado (S.N.I) 4,742.0 MW
Cupo total para ERNC*: 6% de la potencia total instalada en el (S.N.I) 284.5 MW
Cupo total disponible para ERNC* restando los proyectos de biomasa (ingenios azucareros) 284.52 MW
Potencia con ERNC* que se acoge a tarifa preferencial, con título habilitante suscrito 200 MW
“Títulos Habilitantes” por suscribirse autorizados por Directorio del CONELEC 84.52 MW
Certificados de calificación otorgados a 11 compañías 215 MW
Cupo disponible con ERNC* 0 MW
Número de solicitudes presentadas 116
*ERNC: Energía renovable no convencional (no incluye
hidroeléctrica).
Fuente: CONELEC.
19. USO DE FUENTES RENOVABLES DE ENERGÍA PARA APLICACIONES TÉRMICAS (COCCIÓN/CALOR)
La Empresa Eléctrica Quito ya ha estudiado la posibilidad de sustitución de cocinas de gas por cocinas eléctricas para su área de concesión17; mientras que el MEER está proponiendo un reemplazo a nivel nacional, como se describirá más adelante.
Sin embargo, las entidades responsables no están considerando el tema de la sustitución de la leña y la introducción de cocinas de leña eficientes.
En todo caso, podría plantearse que para este segmento de población detectado en
el censo 2010, se diseñe un programa para la introducción de cocinas eficientes de
leña y su parcial sustitución por cocinas GLP, según la posibilidad de acceso a las
viviendas.
17 Determinación de los usos finales de la energía en el sector residencial. ENERINTER Asesoría Energética
Internacional, realizado para la Empresa Eléctrica Quito. Marzo 2012.
Dentro del programa FERUM podría plantearse que no solamente haya un
116
enfoque hacia el aumento de la cobertura eléctrica, sino también al de la cocción, ya que se estaría trabajando sobre el segmento que aún resta por electrificar. Por otro lado, también podría haber un consumo de leña para cocción en hogares que ya cuentan con energía eléctrica, y que no serían detectados por la vía anterior. En todo caso, es necesario cruzar la información de las distintas bases de datos para definir un programa de cocinas de leña eficientes o una potencial sustitución de leña por GLP.
20. USO DE ENERGÍA RENOVABLE PARA ACTIVIDADES PRODUCTIVAS
En los sectores productivos, el aumento del consumo de electricidad en usos
térmicos que sustituyen combustibles fósiles en las aplicaciones posibles conduce
indirectamente a un mayor uso de energías renovables convencionales; ya que la
mayor parte de la generación eléctrica es hidroeléctrica.
En este caso, los paneles fotovoltaicos en clientes industriales conectados a la red
también podrían promoverse. Igualmente, hay pequeñas centrales hidroeléctricas o
eólicas para auto consumo que los sectores productivos podrían aprovechar. Así
mismo, se propone que en el caso de los sectores productivos, los objetivos de
eficiencia energética y energía renovable se manejen de manera conjunta. En lo que
respecta a los usos productivos de energía vinculados al sector doméstico rural o
urbano marginal, estos forman parte de los programas para aumento de la
cobertura del servicio eléctrico.
117
21. SÍNTESIS
Con respecto al acceso a la energía, el CONELEC estableció metas para que a
finales del 2013 se llegara al 96% de cobertura y al 100% para el 2021, como se verá
en la Sección 3. Sin embargo, por el momento únicamente se está trabajando en el
aumento del acceso a la energía mediante extensión de redes. Aún no hay un plan
para alcanzar a los potenciales consumidores aislados.
En el caso de la eficiencia energética y el uso de energía renovable en sectores
productivos, el primer paso es conocer el perfil de consumo de las distintas ramas de
actividad económica. Para ello hay que realizar un trabajo de campo a nivel nacional y
en contacto con los sectores productivos, con el fin de identificar con precisión las
áreas prioritarias, establecer metas y cuantificar inversiones. El MEER programó el
inicio de este trabajo en 2013 y se espera que concluya este año, 2014.
En relación a las energías renovables para generación eléctrica, ya se abrió un
espacio para las ERNC. No está de más señalar que sería conveniente que éste se
amplíe a más del 6% de la potencia instalada, en la medida que los costos de
abastecimiento del sistema lo permitan.
2.4 METAS
SE4ALL
22. METAS
Previo a la discusión con entidades nacionales, a lo largo de un tiempo podrían
establecerse con más claridad metas precisas en cuanto al acceso al servicio y al
acceso a la energía (incluyendo la térmica para cocción de alimentos). Sin embargo,
esta recomendación no aplica en el objetivo de eficiencia energética. Dadas las
razones expuestas a lo largo del estudio, se requeriría contar pronto con
información más detallada. Serán los estudios sobre usos finales en los sectores
que el MEER inicie los que próximamente proporcionen dicha información.
Con respecto al objetivo de acceso universal a la energía eléctrica, como se
mencionó anteriormente, el CONELEC tiene establecidas sus metas para llegar a
118
100% de cobertura del servicio eléctrico para el 2021. Actualmente se está
ejecutando un programa para electrificar las viviendas mediante la extensión de
redes. Cabe señalar que aún no hay un plan para alcanzar a los potenciales
consumidores aislados, ni tampoco una estimación precisa del número de viviendas
que están en dichas condiciones. Esto sigue siendo una brecha que podría cubrirse
con el apoyo de la iniciativa SE4ALL. De igual modo, hay que tener en cuenta que el
BID ya está considerando este tema.
119
SECCIÓN 3: DESAFÍOS Y OPORTUNIDADES PARA ALCANZAR LOS OBJETIVOS SE4ALL
120
E
3.1 POLITICAS Y MARCO
INSTITUCIONAL
l sector energía en el Ecuador no está unificado en una sola entidad.
Existen dos Ministerios ejecutores (MEER y Ministerio de Recursos
Naturales No Renovables, MRNNR), así como un Ministerio Coordinador
de Sectores Energéticos, MICSE. El tema institucional para el manejo
integrado de la política y estrategia de desarrollo energético aún no está
resuelto.
23. ENERGÍA Y DESARROLLO
La Secretaría Nacional de Planificación del Desarrollo (que tiene rango ministerial)
es la entidad que se ocupa de los planes nacionales de desarrollo. El último
vigente es el “Plan Nacional del Buen Vivir 2007-2012” y el plan 2013-2019 estaba por
darse a conocer. La Secretaria Nacional de Planificación y Desarrollo,
SENPLADES, establece las líneas del desarrollo económico y social y define, en
coordinación con los ministerios relevantes, los lineamientos generales de las
estrategias sectoriales, incluyendo las de energía e inclusión social. El Ministerio
de Inclusión Social trabaja en los temas de reducción de la pobreza e incorporación
de la población a las actividades productivas.
24. ENERGÍA TÉRMICA PARA EL SECTOR RESIDENCIAL
La entidad responsable de esta área, en términos de formulación y ejecución
de planes específicos es el MEER, en conjunto con el CONELEC. Este último
tiene asignada legalmente la actividad de planificación eléctrica. No obstante,
121
en ese sentido el CONELEC trabaja en conjunto con el MEER, y está a cargo de la
selección de proyectos dentro del programa FERUM, que se detallará más
adelante.
25. SECTOR ELÉCTRICO
En este caso, la entidad rectora también es el MEER, que está a cargo del
desarrollo del sector eléctrico, mientras que el CONELEC se encarga de las
regulaciones. Ambas instituciones realizan la planificación del sector, cuyas
estrategias fundamentales son la máxima generación con energías renovables,
la expansión, el reforzamiento del Sistema Nacional de Transmisión, el
ordenamiento del sistema de distribución y la universalidad en la cobertura del
servicio eléctrico. El sector eléctrico está casi totalmente en manos del Estado, a
nivel de generación, transmisión y distribución. Existe una empresa estatal de
generación y transmisión (Corporación Eléctrica de Ecuador, CELEC) y 20
distribuidoras, 10 de ellas agrupadas en la Corporación Nacional de
Electricidad, CNEL.
26. MARCO NACIONAL PARA EL MONITOREODE UN PROGRAMA SE4ALL
El punto focal para el establecimiento y monitoreo de un programa SE4ALL a nivel
nacional deberá ser el MEER, ya que es la entidad responsable del desarrollo de
las energías renovables y la eficiencia energética en el país; y lo hace a través de su
Subsecretaría de Energía Renovable y Eficiencia energética, SEREE.
Además, la aprobación de los proyectos de energización rural y urbano-marginal
presentados por las empresas distribuidoras y priorizados por el CONELEC pasa
también por el MEER antes de su aprobación final en SENPLADES.
El MEER podrá coordinar acciones con el CONELEC, así como con otras entidades
del sector energético y organismos vinculados con la producción, tanto dentro del
Estado, como en el sector privado. Así mismo, es necesario incorporar a este último
al proceso, ya que son los consumidores quienes deben concretar acciones e
inversiones para mejorar la eficiencia energética y utilizar energías renovables para
122
usos finales.
3.2 PROGRAMAS Y FINANCIAMIENTO
27. ENERGÍA TÉRMICA: PROGRAMAS Y FINANCIAMIENTO PARA MEJORAR EL ACCESO A LA ENERGÍA, EFICIENCIA ENERGÉTICA Y USO DE ENERGÍAS RENOVABLES PARA COCCIÓN Y OTROS USOS RESIDENCIALES
La distribución de las viviendas sin electricidad y de los hogares que utilizan
leña/carbón como fuente principal de energía para cocinar es desigual. Si se cruzan
los datos por provincias del Censo 2010, es posible observar que en algunas
provincias, bajo la hipótesis de que hay una estufa por vivienda, son mayores los
casos de cocción con leña que los que no tienen servicio eléctrico, de modo que hay
viviendas que ya cuentan con electricidad y al mismo tiempo usan leña; mientras
que en otros casos, hay viviendas que no cuentan con el servicio. (Cuadro 16 y
Figura 42).
Cuadro 16 Cocción con leña vs no acceso a la energía eléctrica
Provincia
Sin energía eléctrica
Cocinan con leña
Diferencia
Cocinan con leña sin
acceso EE
Cocinan con leña y ya tienen EE
1
2
3=2-1
AZUAY
4,480
10,518
(6,038)
4,480
6,038
BOLIVAR
5,555
16,135
(10,580)
5,555
10,580
CAÑAR
2,341
3,883
(1,542)
2,341
1,542
CARCHI
1,140
3,577
(2,437)
1,140
2,437
COTOPAXI
8,359
22,365
(14,006)
8,359
14,006
CHIMBORAZO
9,805
35,435
(25,630)
9,805
25,630
EL ORO
4,164
2,603
1,561
2,603
ESMERALDAS
14,142
7,366
6,776
7,366
GUAYAS
43,101
13,194
29,907
13,194
123
IMBABURA
2,670
10,203
(7,533)
2,670
7,533
LOJA
5,825
20,106
(14,281)
5,825
14,281
LOS RIOS
16,957
5,501
11,456
5,501
MANABI
29,274
48,570
(19,296)
29,274
19,296
MORONA SANTIAGO
7,500
9,107
(1,607)
7,500
1,607
NAPO
2,824
4,030
(1,206)
2,824
1,206
PASTAZA
3,474
3,881
(407)
3,474
407
PICHINCHA
5,086
10,561
(5,475)
5,086
5,475
TUNGURAHUA
4,218
15,999
(11,781)
4,218
11,781
ZAMORA CHINCHIPE
2,409
2,757
(348)
2,409
348
GALAPAGOS
36
18
18
18
SUCUMBIOS
5,813
3,677
2,136
3,677
ORELLANA
5,350
4,915
435
4,915
SANTO DOMINGO
3,584
1,716
1,868
1,716
SANTA ELENA
6,379
3,088
3,291
3,088
ZONAS NO DELIMITADAS
1,431
526
905
526
TOTAL
195,917
259,731
-63,814
137,564
122,167
Fuente: Elaboración propia en base a datos del INEC, Censo Nacional de Población y Vivienda 2010.
124
Figura 42 Viviendas sin servicio eléctrico y hogares que usan leña
En lo que respecta a los programas, no se ha detectado programas ninguno que
atienda esta situación. En consecuencia, es conveniente proponer que ésta también
se atienda, al menos parcialmente, a través del FERUM, y de las empresas
distribuidoras.
La propuesta se sustenta en lo siguiente:
• Como se explicará, la ampliación de la cobertura del servicio eléctrico se
realizará con financiamiento del FERUM, con una meta de acceso universal a la
electricidad para el 2021.
• En las provincias donde el número de viviendas sin electricidad es mayor que el
número de hogares que cocina con leña, se estaría llegando a estos últimos, ya
sea como ampliación de redes, mini-redes con renovables o soluciones
dispersas. Esos hogares estarían identificados y se estaría en contacto con ellos.
• En las provincias donde el número de viviendas sin electricidad es menor que el
número de hogares que cocinan con leña, podría atenderse una parte de éstos
cuando el servicio eléctrico llegue.
• Las empresas distribuidoras de electricidad son las únicas entidades que tienen
acceso directo a los usuarios. Cuando se alcance la cobertura total el acceso será
125
del 100% en las viviendas/hogares.
• Si bien no es estrictamente una responsabilidad de las distribuidoras ocuparse del consumo de energía para cocción, sería conveniente explorar la factibilidad de, por ejemplo, diseñar un programa de cocinas de leña eficientes y distribuirlas a través de las empresas eléctricas, a medida estás llegan a las viviendas con el servicio eléctrico. Esto permitiría mejorar el uso de leña en el 53% de los hogares que la emplean, que además es el porcentaje que aún no tiene servicio eléctrico. Otra posibilidad es la de estructurar un esquema operacional se- parado vía MEER.
• Para el 47% restante de los hogares que cocinan con leña, que ya tienen servicio eléctrico, y que por lo tanto serían atendidos por el FERUM, se debería analizar la posibilidad de llegar con cocinas eficientes de leña; posteriormente se podría lograr que lleguen las cocinas de GLP. Sería necesario consultar dicha estrategia con Petrocomercial y con las empresas eléctricas, que son las que ya tienen registradas esas viviendas en sus bases de datos.
28. SECTOR ELÉCTRICO: PROGRAMAS Y FINANCIAMIENTO PARA MEJORAR EL ACCESO, LA EFICIENCIA ENERGÉTICA Y EL USO DE ENERGÍAS RENOVABLES PARA EL SUMINISTRO ELÉCTRICO
El Fondo de Energización Rural y Urbano Marginal (FERUM) atiende a los sectores rurales y urbano-marginales bajo las características de un programa social con fundamento técnico, de alta prioridad y para la incorporación de nuevos servicios básicos, cuyo objetivo es mejorar la calidad de vida de estos sectores de la
población18. Su estrategia operativa parte de la incorporación de los beneficiarios y
otros actores vinculados, quienes participan en las actividades, entre los que figuran representantes de gobiernos autónomos descentralizados, organizaciones locales, comunidades, movimientos d e campesinos, de mujeres, de indígenas.
También participan entidades como el MEER, el Consejo Nacional de Juntas
Parroquiales (CONAJUPARE), la Asociación de Municipalidades del Ecuador -AME-, el
Consorcio de Municipios Amazónicos y Galápagos -COMAGA-, el Consorcio de
Consejos Provinciales del Ecuador -CONCOPE-, el Consejo de Desarrollo de
Nacionalidades y Pueblos del Ecuador -CODENPE-, el Instituto para el Eco-desarrollo
Regional Amazónico -ECORAE- y el Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos del
Ecuador -CIEEE-, entre otros.
18 CONELEC. Plan Maestro de Electrificación 2012-2021.
126
Por otro lado, el CONELEC promueve la elaboración de proyectos
integrales para la dotación de comunicaciones, educación, salud y otros,
principalmente en las regiones fronterizas, amazónica y de la costa; en
donde cas i s iempre se emplean fuentes alternas de energía.
A t r a v é s d e e s t o s o r g a n i s m o s , entre 1998 y 2007 se han
ejecutado proyectos por US$ 316 millones, mientras que en el período
2008-2012, la cifra fue de 356 millones. Para el 2012 la asignación fue de
US$120 millones anuales (Figura 43).
Figura 43 Asignación de los
fondos FERUM
Para el 2013 se esperaba alcanzar el 96% de cobertura eléctrica para las viviendas ubicadas en la zona rural y el 98% en viviendas de la zona urbano-marginal. Durante el 2014 deberían quedar por electrificar 32.549 viviendas en el sector rural y 59.948 en el sector urbano-marginal; mientras que para el período 2014-2021 se ha estimado un requerimiento de US$ 191 millones para atender el total de viviendas del sector rural y urbano-marginal19.
127
29. ENERGÍA MODERNA PARA USO PRODUCTIVO: PROGRAMAS Y FINANCIAMIENTO PARA MEJORAR EL ACCESO, LA EFICIENCIA ENERGÉTICA Y EL USO DE FUENTES DE ENERGÍA RENOVABLE EN LOS SECTORES PRODUCTIVOS
a. Programas de eficiencia energética
En el MEER existen algunos programas que apuntan hacia la mejora de la
eficiencia en los sectores de consumo a corto plazo. En la Figura 44 se
muestra una síntesis de los programas previstos para los próximos cinco
años.
19 CONELEC, Plan Maestro, Op.Cit.
Figura 44 Programas y proyectos de eficiencia energética para 2012-2017
128
Por
otr
a
par
te,
el
ME
ER
eje
cut
ó
un
pro
yecto con cooperación no reembolsable del BID, el “Plan de Acción de
Energía Sostenible para el Ecuador” (PAES, Convenio ATN/MC-11398-EC).
El PAES, cuyo financiamiento concluyó recientemente (aunque
quedan unas pocas actividades por finalizar), tuvo cuatro componentes,
una de tipo operacional y tres de tipo sustantivo:
Componente I. Programa de eficiencia energética: dentro de este
componente se realizaron dos actividades: 1) Un estudio de base para
formular un plan de ahorro de energía; y, 2) Una metodología y
plataforma informática para desarrollar una matriz de usos finales de
energía en los sectores residencial, industrial, comercial, servicios y
público. Este último producto reviste particular importancia, ya que será
aplicado en el estudio de usos finales de energía que el MEER realizará a
nivel nacional. Dicho estudio es crucial para conocer los usos de energía,
equipamientos y eficiencias de los diversos sectores y subsectores,
construir indicadores y establecer programas específicos con metas de
eficiencia energética verificables. De hecho, este estudio en sí mismo
129
puede constituir una primera meta nacional dentro del objetivo SE4ALL de
eficiencia energética.
Componente II. Campaña de medición de viento: se elaboró un mapa
eólico sobre la base de información satelital y se instalaron torres de
medición en dos provincias del país (Imbabura y Loja). También se
trabajó en paralelo en la elaboración del Atlas Eólico y en la campaña
de medición a partir de diciembre del 2011. Sobre la base de la
información del mapa eólico, el MEER estimó un Potencial Disponible
Bruto Total en el orden de 1.670 MW y un Potencial Factible a Corto Plazo
de unos 900 MW, con factores de planta en un rango de 20% a 35%, a
partir de parques eólicos instalables en las zonas con mejor recurso de
viento. Resta concluir un estudio sobre integración de proyectos eólicos a
las redes eléctricas.
Componente III. Fortalecimiento institucional: está en proceso de
conclusión un estudio para identificación de barreras regulatorias, legales,
tributarias, institucionales, tecnológicas, económicas y financieras y de
diseño de instrumentos para el fomento de energía renovable, eficiencia
energética y bioenergía en el Ecuador. Además, se realizaron eventos
específicos de capacitación en MDL, mercados de carbono, gestión de
proyectos y energía renovable.
b. Plan Nacional de Cocción Eficiente
El MEER formuló un “Plan de Sustitución de Cocinas de Gas por Cocinas
Eléctricas Eficientes de Inducción”, que se encuentra en proceso de
aprobación. Este plan permitirá, dentro del marco de la política energética
nacional, una fuerte sustitución (no total, ya que sería impracticable) del
GLP por energía eléctrica, con un importante impacto en las finanzas
públicas debido a la reducción del subsidio al GLP y a un cambio drástico
130
en la matriz de consumo del sector residencial y en las emisiones de GEI
del sector 20. Los ejes fundamentales del plan son:
• Adecuar el sistema eléctrico para cubrir la demanda generada por las
cocinas.
• Definir nuevos precios tanto para la electricidad como para elGLP. • Crear una oferta de cocinas de inducción en el mercado nacional a
precios accesibles y competitivos.
• Generar las condiciones para que las familias ecuatorianas adopten esta
tecnología.
Con la puesta en operación de las nuevas centrales hidroeléctricas, así
como también el parque térmico de respaldo, se puede abastecer la
demanda generada por las cocinas de inducción, si se considera una
demanda máxima adicional de 480 MW en el 2016 con una penetración
de 1.000.000 de cocinas, y una demanda de 1.400 MW para una
penetración de hasta 3.000.000 de cocinas. Esto se traduciría en un
incremento de entre 12 y 15% de la potencia que el sistema eléctrico
deberá atender. No obstante, es necesario prever el reforzamiento de las
redes de distribución de baja tensión y las acometidas a los consumidores,
para lo cual se requieren realizar las inversiones necesarias dentro de los
planes de las empresas distribuidoras.
Desde el punto de vista económico y financiero, para viabilizar dicho plan
es de fundamental importancia efectuar los ajustes requeridos a las
estructuras de precios relativos GLP/energía eléctrica, así como la
disponibilidad y precios relativos de los artefactos eléctricos para cocción.
20 MEER. Plan Nacional de Cocción Eficiente, Resumen Ejecutivo, 2013.
131
En el plan se estima que para que el usuario siga pagando el mismo valor mensual por concepto de cocción, la tarifa eléctrica debería ser de 3 centavos USD/KWh para los primeros 100 KWh. Así mismo, el precio del GLP residencial tendría que cambiar como instrumento adicional para la migración de los hogares a la electricidad y también para reducir el rubro que el país gasta en subsidio al GLP, el cual además se importa en un 80%. Los cambios deberán determinarse, evaluarse y establecerse en plazos que coincidan con la introducción de cocinas eléctricas.
La estrategia de implementación, desde la fabricación nacional de las
cocinas a nivel nacional hasta la instalación de las mismas en las viviendas
debe ser tal gradual. Así mismo, hay que considerar incentivos para que el
usuario migre de GLP a electricidad.
Los contactos con fabricantes de electrodomésticos permiten estimar
que el costo de una cocina eléctrica de inducción podría oscilar entre
US150 y US300, dependiendo de las zonas de inducción y del tamaño del
mercado. Estos valores son muy competitivos con los precios actuales de
cocinas de GLP con prestaciones similares.
Con base en la experiencia piloto realizada por el MEER en la provincia del
Carchi, se considera que las áreas claves para el éxito de un plan de cocinas
en relación a los consumidores son: la capacitación, difusión y publicidad de
la tecnología, buena logística, proveedores disponibles, alianzas
estratégicas con las empresas eléctricas y otros actores del sector, así como
el monitoreo, control y mantenimiento del proyecto.
3.3 PARTICIPACIÓN PRIVADA Y MARCO REGULATORIO PARA PROMOVER LAS INVERSIONES
En el Ecuador los sectores estratégicos están en manos del Estado; aunque
132
como ya se mencionó, hay espacios para la inversión privada en ERNC.
También hay espacios en lo que respecta a la explotación petrolera
mediante contratos con Petroecuador.
30. ENERGÍA TÉRMICA PARA EL SECTOR RESIDENCIAL:
En este caso, si se sustituye leña para cocción por GLP, las distribuidoras
deberían intervenir. No obstante, dado que la distribución de gas está muy
extendida y el mercado para reemplazar la leña es disperso y pequeño, es
muy probable que Petroecuador (que también tiene una de las 11
distribuidoras existentes), tome este abastecimiento.
La introducción de cocinas a leñas eficientes lo haría el Estado, a través de
algunas entidades involucradas y con la coordinación del MEER; aunque el
diseño, fabricación y el suministro de las cocinas podrá ser una actividad
privada.
31. SECTOR ELÉCTRICO
Ya se vio que es el Estado quien hace las inversiones en el sector
eléctrico. A continuación se cita el último párrafo del Artículo 1 del
Mandato Constitucional 15: “ […] Los recursos que se requieran para
cubrir las inversiones en generación, transmisión y distribución, serán
cubiertos por el Estado, constarán obligatoriamente en su Presupuesto
General y deberán ser transferidos mensualmente al Fondo de
Solidaridad, y se considerarán aportes de capital de dicha Institución.”
La inversión privada en transmisión y distribución no está permitida.
Obviamente, los proveedores de bienes y servicios son privados, ya sea
para la generación o electrificación rural. El financiamiento principal
proviene del Tesoro Nacional apalancado por bancos de desarrollo
133
internacionales (BID, CAF), banco internacionales (China y otros) y de bancos
de desarrollo nacionales. Sin embargo, hay que recordar que hay nichos
existentes para la generación on- grid, off-grid y plantas hidroeléctricas inferiores
a 50 MW y que establecen que no hay barreras sino un límite del 6% de la
potencia instalada del sistema para ERNC. Además, el Estado puede
concesionar otros proyectos de generación que se encuentren dentro del “Plan
Maestro de Electrificación”.
Para el caso de manejo de la demanda y eficiencia energética, se puede
decir que no hay obstáculos para provisión de servicios o equipos a los
consumidores. Natural- mente, los actores en esta área son privados.
32. ENERGÍA MODERNA PARA LOS SECTORES PRODUCTIVOS
Por el lado de la demanda, las empresas son privadas, al igual que la mayor
parte de la Banca, salvo sus contadas excepciones. Las áreas en las que
operan son: agricultura, agroindustria, industria manufacturera,
construcción, y todas los demás áreas de la producción, así como la de
servicios (comercio, importación, exportación, turismo, etc.).
Se pretende que la producción de equipos para eficiencia energética y
energía renovable, así como su provisión, sea privada. Cabe mencionar
que éste es uno de los sectores incluidos en la agenda productiva
elaborada por el MCPEC.
3.4 BRECHAS Y
OBSTÁCULOS
33. ENERGÍA TÉRMICA PARA EL SECTOR RESIDENCIAL
En este caso, se pueden sumar otros obstáculos, pues el tema institucional
134
es más complejo. Aunque parece que la cuestión de uso de leña para
energía térmica en el sector residencial sí se maneja dentro del ámbito del
FERUM, este rubro se podría operar adecuadamente con todas las
instituciones regionales y locales. Al mismo tiempo, se podrían superar
algunas barreras de tipo cultural, como por ejemplo las que ya se
experimentaron en varios países con las cocinas eficientes de leña.
34. SECTOR ELÉCTRICO
En este caso, en principio no parece haber obstáculos adicionales a los que
se indicaron anteriormente. Un aspecto específico importante a tener en
cuenta es la lentitud con la que se están introduciendo cambios en el
sector de la distribución de energía eléctrica. Por otro lado, como se ha
presentado en capítulos anteriores, los indicadores de la mayoría de las empresas distribuidoras todavía están lejos de los niveles de eficiencia
requeridos.
35. ENERGÍA MODERNA PARA LOS SECTORES PRODUCTIVOS
En este caso, un obstáculo específico adicional es la falta de información y conocimiento de los consumidores, que podría estar en vías de
solución. Aunque también hay que considerar que debería haber
mayor comunicación e intercambio entre el sector público y las
entidades gremiales o empresas líderes representativas de los sectores
productivos en lo que respecta a los temas de eficiencia energética y
uso de energía renovable. De igual modo, resulta imprescindible
involucrar más a los sectores productivos desde la etapa de diseño de
los programas y proyectos.
36. RESUMEN: BRECHAS IMPORTANTES, BARRERAS
135
Y REQUERIMIENTOS ADICIONALES
A continuación se muestra una breve recapitulación de los obstáculos, barreras
y requerimientos para el cumplimiento de los objetivos SE4ALL, partiendo de
los avances que presenta el país: - Las áreas que requieren mayor atención y pueden demandar apoyo
adicional de cooperación técnica o financiamiento son: la energía
térmica para cocción, la eficiencia y el uso de energías renovables en los
sectores productivos, y el acceso a la electricidad de localidades o
viviendas aisladas.
- Los subsidios a la energía eléctrica y los combustibles resultan una
barrera para la promoción e implementación de programas de
eficiencia energética y utilización de energías renovables en los
sectores productivos, de servicios y en el consumo residencial.
- A través de los nichos abiertos en las regulaciones se requiere
buscar un ámbito de acción para el financiamiento de proyectos
privados de generación con energías renovables no convencionales
y pequeñas centrales hidroeléctricas.
- Finalmente, no sobra mencionar que pueden haber otros
obstáculos de tipo institucional. Esto debido a dificultades en la
coordinación de esfuerzos entre las diversas instituciones estatales
y privadas para alcanzar a todos los usuarios finales de energía.
www.se4all.org
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